TABLA DE CONTENIDO - appcenter.grupoice.com voltajes de toque y de paso.....10 6.1.1.4 metodo de medida con altas corrientes ... y de emergencia,

Manual de construcción para el sistema de puesta a tierra

Versión:

1.0 Código:

Página:

1/ 58

TABLA DE CONTENIDO 1. PROPÓSITO ................................................................................................................................. 3

2. ALCANCE ..................................................................................................................................... 3

3. DOCUMENTOS APLICABLES ..................................................................................................... 3

4. RESPONSABLES ......................................................................................................................... 3

5. DEFINICIONES, TÉRMINOS, SÍMBOLOS, ABREVIATURAS .................................................... 3

6. REQUERIMIENTO ........................................................................................................................ 8

6.1 MEDICION DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA EN SUBESTACIONES SOLIDAMENTE

ATERRIZADAS .................................................................................................................................... 8

6.1.1 Aspectos Generales: ................................................................................................................... 8

6.1.1.1 Métodos de medición: ...................................................................................................... 8

6.1.1.2 DEFINICIONES. ............................................................................................................... 9

6.1.1.3 VOLTAJES DE TOQUE Y DE PASO.............................................................................10

6.1.1.4 METODO DE MEDIDA CON ALTAS CORRIENTES. ...................................................10

6.1.2 MEDICION DE LA RESISTENCIA DE LA MALLA DE TIERRA CON EL METODO DE ALTAS

CORRIENTES ....................................................................................................................................11

6.1.2.1 EQUIPOS .......................................................................................................................11

6.1.2.2 CAPACITORES PARA COMPENSACION ....................................................................12

6.1.2.3 SEGURIDAD DEL PERSONAL .....................................................................................12

6.1.2.4 CIRCUITO DE PRUEBA ................................................................................................13

6.1.2.5 MEDICION DE LA RESISTENCIA: ................................................................................13

6.1.2.6 VOLTAJES DE PASO Y TOQUE:..................................................................................15

6.1.2.7 MEJORAMIENTO DE LA RED DE TIERRA: .................................................................17

6.1.2.8 EJEMPLO DE LA APLICACION DEL METODO ...........................................................17

6.1.3 METODO DEL PUENTE DE MEDICION ..................................................................................19

6.1.3.1 MEDICION DE LA RESISTIVIDAD DEL SUELO: .........................................................20

6.1.3.2 GRUPOS DE VARILLAS CONECTADAS EN PARALELO ...........................................20

6.1.3.3 MEDICION DE LA RESISTENCIA A TIERRA ...............................................................21

6.1.3.3.1 MEDICION DE UN ELECTRODO ..................................................................................21

6.1.3.3.2 MEDICION DE UN GRUPO DE ELECTRODOS (MAXIMO SEIS) ..............................22

6.1.3.3.3 MEDICION DE UNA MALLA DE TIERRAS ...................................................................24


Versión:

1.0 Código:

Página:

2/ 58

6.1.3.3.4 CURVAS TIPICAS DE VARIACION RESISTENCIA-DISTANCIA .................................25

6.1.4 MEDICION DE LA CONTINUIDAD DE LA MALLA DE TIERRA CON CORRIENTES ALTAS 26

6.2 INSPECCION DE OBRAS NUEVAS Y MAANTENIMIENTO A LOS SISTEMAS DE PUESTA A

TIERRA ..............................................................................................................................................28

6.2.1 INSPECCION Y PRUEBAS DE ACEPTACION DE OBRAS NUEVAS Y AMPLIACIONES ....28

6.2.2 MANTENIMIENTO A LOS SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA EN SUBESTACIONES ........29

6.2.3 PUESTA A TIERRA EN LABORES DE MANTENIMIENTO .....................................................30

6.2.4 MEDIDAS ANTES DE INICIAR EL TRABAJO .........................................................................31

6.2.5 PRUEBA DE VOLTAJE ............................................................................................................31

6.2.6 HERRAMIENTAS DE PUESTA A TIERRA ..............................................................................32

6.2.7 PUESTA A TIERRA EN DIFERENTES EQUIPOS ...................................................................33

6.3.4.1 GENERALIDADES .........................................................................................................33

6.3.4.2 PUESTA A TIERRA DE EQUIPOS DE MANIOBRA .....................................................35

6.3.4.3 TRANSFORMADORES .................................................................................................35

6.3.4.4 TRANSFORMADORES DE POTENCIAL ......................................................................36

6.3.4.5 DISPOSITIVOS DE CONEXION, INTERRUPTORES, SECCIONADORES, FUSIBLES38

6.3.4.6 CONDENSADORES ......................................................................................................38

6.3.4.7 REACTORES Y AUTOTRANSFORMADORES ............................................................39

6.3.4.8 GENERADOR ................................................................................................................40

6.3.4.9 10.4.9 MOTOR ...............................................................................................................41

6.3.4.10 10.4.10 CONVERTIDOR ESTATICO DE CORRIENTE ................................................42

6.2.8 ENTRADAS DE LINEAS ...........................................................................................................42

6.2.9 PUESTA A TIERRA DE EQUIPOS VOLUMINOSOS ...............................................................43

7. DOCUMENTOS DE REFERENCIA ............................................................................................44

8. CONTROL DE CAMBIOS ...........................................................................................................44

9. CONTROL DE ELABORACIÓN, REVISIÓN Y APROBACIÓN .................................................45

10. APÉNDICES ............................................................................................................................46


Versión:

1.0 Código:

Página:

3/ 58

1.PROPÓSITO

Establecer los requerimientos constructivos que deben cumplir los Sistemas de Puesta a tierra en Subestaciones eléctricas del Sistema Eléctrico Nacional.

2.ALCANCE

Este documento es aplicable a todas las Subestaciones Eléctricas en el Sistema Eléctrico Nacional.

3.DOCUMENTOS APLICABLES

NORMA DESCRIPCIÓN

TE-2010-MA-135-

001

Manual de diseño de Obras Eléctromecánicas Comunes en ST

TE-2010-ET-207-

001

ETN para Aquisicion de Materiales para el Sistema de Puesta a

Tierra

IEEE-80 de 1986 Puesta a tierra para Subestaciones de Corriente Alterna

El Manual para Planeamiento y Diseño de Sistemas de Puesta a

Tierra de la AF ELTEKNIK AB de Suecia, y material complementario

facilitado en la Asesoría Sueca

4.RESPONSABLES

No aplica

5.DEFINICIONES, TÉRMINOS, SÍMBOLOS, ABREVIATURAS

Alta tensión: tensión utilizada para el suministro eléctrico, cuyo valor nominal eficaz (rms) es igual o superior a 100 kV Autoridad Reguladora: Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos. Ente Regulador


Versión:

1.0 Código:

Página:

4/ 58

Contrato de conexión: acto administrativo suscrito entre la Empresa de Transmisión, o la empresa distribuidora con un interesado (generador, otra empresa de transmisión o de distribución, un abonado de alta tensión, o un abonado de baja o media tensión con generación a pequeña escala para autoconsumo), en donde se establecen las condiciones y requisitos técnicos y comerciales bajo los cuales se brindará el acceso, supervisión y operación integrada con el Sistema Eléctrico Nacional, así como las obligaciones, derechos y deberes a que se comprometen las partes. Criterios de calidad, seguridad y desempeño: son un conjunto de requisitos técnicos mínimos con los que debe operar el sistema eléctrico regional en condiciones normales y de emergencia, a fin de asegurar que la energía eléctrica suministrada en el MER sea adecuada para su uso en los equipos eléctricos de los usuarios finales, que se mantenga una operación estable y se limiten las consecuencias que se deriven de la ocurrencia de contingencias, y que se mantenga el balance carga/generación en cada área de control cumpliendo con los intercambios programados y a la vez contribuyendo a la regulación de la frecuencia. Criterios de seguridad operativa: conjunto de definiciones y reglas nacionales y regionales que establecen cómo se debe desempeñar el Sistema Eléctrico Nacional, tanto en condiciones normales de operación como durante contingencias Empresa de Transmisión: persona física o jurídica concesionaria que suministra el servicio eléctrico en la etapa de transmisión. Línea de transmisión: disposición de estructuras, conductores, aisladores y accesorios para transportar electricidad a alta tensión, entre dos nodos de un sistema de potencia eléctrica Norma técnica: precepto obligatorio conformado por un conjunto de especificaciones, parámetros e indicadores que definen las condiciones de calidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima con que deben suministrarse los servicios eléctricos Normativa nacional: conjunto de normas técnicas, procedimientos, criterios y en general cualquier documento en el que se establezcan reglas técnicas- económicas de aplicación obligatoria, emitidas por la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) Participantes/agentes del SEN: participantes de la industria eléctrica: empresas generadoras, transmisoras, distribuidoras y abonados o usuarios de alta tensión


Versión:

1.0 Código:

Página:

5/ 58

Punto de conexión: lugar topológico donde se enlaza la red del usuario con el Sistema Eléctrico Nacional Red de transmisión eléctrica: parte de la red eléctrica conformada por: líneas de transmisión, subestaciones elevadoras (media/alta tensión), subestaciones reductoras (barra alta y media tensión), subestaciones de maniobra o patios de interruptores y los equipos de transformación, control, monitoreo y protección asociados, que cumple con la función de transmisión y está delimitada por los puntos de conexión de los agentes que inyectan o retiran energía. Red de transmisión nacional: toda la infraestructura de transmisión instalada y operada en el territorio nacional. Seguridad operativa: aplicación metódica de criterios y procedimiento en la planificación, diseño y operación del Sistema Eléctrico Nacional, con el objetivo de que pueda soportar los tipos de contingencias consideradas en los criterio de seguridad operativa, manteniendo una operación estable y limitando las consecuencias derivadas del evento o contingencia. Sistema de control: es el grupo de equipos (unidades de bahía, reguladores, switches, etc) que en conjunto se utilizan para operar, enclavar, regular y monitorear los elementos que constituyen una subestación eléctrica. Sistema de medición: es el grupo de equipos (contadores de energía, transformadores de potencial y corriente, etc.) que en conjunto se utilizan para la medición y registro de la energía y potencia que se inyecta o retira de un nodo del Sistema Eléctrico Nacional Sistema de protección: es el grupo de equipos (transformadores de instrumentos, relés, etc.) que en conjunto se utilizan para la protección de equipos y elementos de una red eléctrica Sistema Eléctrico Nacional (SEN): es el sistema de potencia de Costa Rica, compuesto por los siguientes elementos interconectados: las plantas de generación, la red de transmisión, las redes de distribución y las cargas eléctricas de los usuarios. Conjunto de empresas y equipamientos dentro del territorio costarricense, interconectados entre sí y regulados por las normas de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos. Subestación de Transmisión: parte de un sistema eléctrico de potencia, donde pueden converger y originarse sistemas de generación, líneas de transmisión, o de distribución de electricidad, conformada por transformadores de potencia, interruptores y equipos de control, protección, medición y cuya función es la de elevar o disminuir la tensión de


Versión:

1.0 Código:

Página:

6/ 58

la electricidad o de transferir el transporte o distribución de la misma entre diferentes elementos del sistema de potencia Transmisión: transporte de energía a través de redes eléctricas de alta tensión Aterrizar: conexión de un equipo, estructura metálica o cable al sistema de malla de tierra.

Blindaje: chaqueta metálica que rodea un cable, un conductor o un grupo de conductores. Puede ser una malla tejida o una placa sólida de cobre o algún otro conductor.

Cable o conductor de tierra: conductor que normalmente está conectado al sistema de aterrizamiento. Conductor auxiliar: conductor que está en contacto con el blindaje de metal de un cable y sirve como tierra de protección para el mismo. Conductor neutro: un conductor normalmente conectado al punto neutro del sistema, y que normalmente conduce corriente. Conector de aterrizamiento: accesorio para conectar un equipo o estructura de manera temporal o permanente al sistema de aterrizamiento.

Contacto de tierra: conexión de una parte conductora expuesta al sistema de puesta a tierra. Dispositivo temporal de aterrizamiento: dispositivo que sirve para aterrizar temporalmente un equipo, especialmente cuando se deben ejecutar labores de mantenimiento. Electrodos de aterrizamiento: conductor enterrado que sirve como puesta a tierra para un equipo. Generalmente puede ser una varilla de cobre u otro metal enterrado en una área de buena resistividad. Puede estar interconectado a un sistema de aterrizamiento, formado por la malla de tierra y grupos de electrodos. Electrodos de aterrizamiento indirectos: cualquier estructura, cable, tubería, o armadura metálica que se interconecta al sistema de aterrizamiento con el objeto de reducir su resistencia.


Versión:

1.0 Código:

Página:

7/ 58

Elevacion de potencialde la red: consiste en la diferencia de potencial entre el sistema de aterrizamiento y un punto remoto, considerado a potencial cero, que ocurre cuando se drena una corriente de falla o de descarga por la red.

Equipotencial: aquellos puntos que están al mismo potencial eléctrico con respecto a una referencia común. Expuesto: que está al alcance intencional o accidental de una persona. Malla de tierra: consiste en un tejido de cables de cobre que cubren, generalmente de manera cuadriculada, el terreno de la subestación. Su objetivo es lograr una distribución equipotencial en toda el área durante una falla o descarga. Neutro: punto común de un sistema o equipo eléctrico en el que, en operación normal, no hay diferencia de potencial con respecto a tierra. Puesta a tierra: conexión de un equipo o estructura al sistema de aterrizamiento. Punto de aterrizamiento: punto dispuesto en un equipo o estructura para conectar la puesta a tierra.

Resistencia a tierra: es la división entre el voltaje, medido entre el punto en cuestión y un electrodo distante, y la corriente de baja frecuencia inyectada en el sistema a prueba. Sistema de puesta a tierra: consiste de la unión de la malla de tierra, electrodos de aterrizamiento, y demás elementos metálicos interconectados para reducir la resistencia de a tierra del sistema, y así disminuir la elevación de potencial de la red durante una falla o descarga eléctrica. Tierra: punto común que se considera como potencial de referencia del sistema.

Tierra de los equipos: generalmente una carcaza o cubierta metálica que posee el equipo con el objeto de conectarla directamente a la tierra del sistema.


Versión:

1.0 Código:

Página:

8/ 58

Tierra de operacion: aterrizamiento que se requiere en una de las partes de un circuito de corriente para su operación, por ejemplo, en un devanadado de alto voltaje de un transformador de potencia.

Tierra de referencia: punto ubicado geográficamente lejos del sitio de medición, y que se considera a un potencial eléctrico cero.

6.REQUERIMIENTO

La instalación de los cables de puesta a tierra deberá cumplir los lineamientos establecidos en el Manual de diseño de Obras Eléctromecánicas Comunes en ST TE-2010-MA-135-001 y lo descrito en el presente documento

6.1 MEDICION DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA EN SUBESTACIONES

SOLIDAMENTE ATERRIZADAS

6.1.1 Aspectos Generales:

6.1.1.1 Métodos de medición:

Existen muchos métodos para medir la resistencia de un sistema de aterrizamiento, pero se pueden dividir en dos grandes grupos, uno es el método del puente, con corrientes de medida de únicamente 10-100 mA, el otro utiliza corrientes altas de 10-50 A. Este último es más complicado y necesita varios equipos de medición, una fuente de potencia y líneas para transportar las señales. Este método es más preciso y confiable que el método de bajas corrientes y emplea un voltímetro o un vatímetro. Los métodos son afectados de maneras distintas por la interferencia, por lo que a veces es conveniente hacer la medición de las dos formas y comparar los resultados.

Normalmente el método del vatímetro dará el mejor resultado.

Se recomienda emplear el método de altas corrientes cuando se mide la resistencia de la malla por primera vez, y emplear el otro método en las medidas de verificación y mantenimiento posteriores.


Versión:

1.0 Código:

Página:

9/ 58

6.1.1.2 DEFINICIONES.

El potencial de la subestación "Uj", es la elevación de voltaje en la subestación causada por la corriente de falla a tierra "Ij" que pasa a través de la resistencia "Rj" del sistema de aterrizamiento.

Uj = Ij x Rj

"Ij" es normalmente menor que 10 kA, pero podría en alcanzar los 50 kA en subestaciones grandes.

La duración de la corriente de falla a tierra es de gran importancia. De acuerdo a las regulaciones de seguridad la falla debería ser disparada instantáneamente, o sea en un rango de 0.5 a 0.2 segundos.

El sistema de aterrizamiento de la subestación puede comprender un solo electrodo o un número interconectado de electrodos que juntos forman la resistencia de tierra resultante (Rj).

Además de la malla de tierra dentro de la subestación, el aterrizaje de los hilos guarda de líneas aéreas que ingresan a la misma y otros sistemas de aterrizamiento fuera de la subestación contribuyen a obtener una baja resistencia "Rj".

Los valores normales para la resistencia a tierra resultante de una subestación son de 0.1,- 1.0 ohms.

El potencial de estación "Uj" forma el llamado voltaje de cono. En una falla a tierra la malla de aterrizaje aumenta su potencial respecto a un punto distante de la malla ("Tierra absoluta"). Este potencial de la malla decrece en forma exponencial en función de la distancia al punto de la "tierra absoluta". En dicho punto (a una larga distancia) el potencial es cero. La forma de la curva de potencial depende del área de la malla de tierra y la resistividad del suelo.

En el caso de una malla de tierra pequeña y una baja resistividad, el potencial decae muy rápidamente (obtiene el nivel cero a los 100 m de la Subestación). Si la subestación es grande y la resistividad del terreno es alta, el potencial cae muy lentamente (obtiene el nivel cero a los 10 Km de la Subestación). Las variaciones en la resistividad del terreno afectan la forma de la curva de potencial.


Versión:

1.0 Código:

Página:

10/ 58

Los objetos metálicos que están en contacto con la tierra dentro del área cubierta por el cono de voltaje pueden ser afectados por el potencial de la Subestación. Esto aplica a líneas de bajo voltaje o líneas telefónicas, estructuras, etc. Un cable telefónico entre la Subestación y la tierra absoluta estará sometido a la diferencia de potencial entre ambos puntos. Los valores normales del potencial de la Subestación son de 1000 a 10000 V.

6.1.1.3 VOLTAJES DE TOQUE Y DE PASO.

De acuerdo a las regulaciones suecas para instalaciones en redes aterrizadas sólidamente mayores a 25 kV, se especifica que el voltaje de contacto no debería ser mayor de 600 V. Esto es equivalente a una corriente de 200 mA pasando a través de una resistencia de 3000 ohms (impedancia equivalente entre la mano y el pie de una persona). Sin embargo, considerando la resistividad característica del terreno de la subestación, se puede determinar cuál es el potencial máximo que puede presentarse sin que afecte a un ser humano (Ver Manual de diseño de Obras Eléctromecánicas Comunes en ST TE-2010-MA-135-001)

Estos potenciales se logran reducir de manera efectiva "aislando" la superficie por medio de una capa de piedra.

6.1.1.4 METODO DE MEDIDA CON ALTAS CORRIENTES.

El método del voltímetro mide la corriente a través del sistema de aterrizaje de la Subestación y el voltaje a un punto de potencial cero. La corriente "Iavl" es reducida por un factor "K" si una línea de transmisión, con hilo-guarda aterrizado en diversos puntos, se usa para inyectar la señal de corriente.

De esta forma:

Rj = Uj / Iavl (Ver Figura #1)

El método del vatímetro, usa el mismo principio de mediciones del método anterior, pero esta vez midiendo la potencia se obtiene la resistencia. Así:

Rj = Pj / Iavi2 (Ver Figura #2)


Versión:

1.0 Código:

Página:

11/ 58

FIGURA # 1 METODO DEL VOLTIMETRO

FIGURA # 2 METODO DEL VATIMETRO

6.1.2 MEDICION DE LA RESISTENCIA DE LA MALLA DE TIERRA CON EL

METODO DE ALTAS CORRIENTES

6.1.2.1 EQUIPOS

0

0


Versión:

1.0 Código:

Página:

12/ 58

1 Voltímetro de alta resistencia con relación al circuito a medir. 2 amperímetros de alta resistencia en relación al circuito a medir. 1 vatímetro de alta resistencia en relación al circuito a medir. 1 resistor 3000 Ohms, 1 W C.A. Cables para altas corrientes, C.A. (10 mm2). Cables para la medición de voltajes (2.5 mm2 flexible). 2 varillas tierra. Un juego de capacitores (si fuese necesario).

6.1.2.2 CAPACITORES PARA COMPENSACION

Es muy importante obtener corrientes altas en el circuito de medida. Sin embargo la inductancia de la línea de transmisión usada para inyectar la corriente es a menudo alta, lo que limita el valor de dicha corriente.

Si hubiese un generador de alto voltaje en una planta, podría utilizarse como fuente de corriente. En dicho caso sería necesario proteger los circuitos de medida correctamente pues la potencia de corto circuito sería muy alta.

Si se utiliza una fuente de bajo voltaje portátil, a menudo es necesario conectar un juego de capacitores en serie con la línea con el objeto de compensar su inductancia.

6.1.2.3 SEGURIDAD DEL PERSONAL

Si la instalación donde se lleva a cabo la prueba está en operación, una falla a tierra real en una de las líneas energizadas, podría causar un aumento de voltaje en los circuitos de prueba.


Versión:

1.0 Código:

Página:

13/ 58

Los circuitos de medición en subestaciones energizadas siempre se considerarán como energizados. Por tanto se deben usar herramientas y cables aislados durante las pruebas.

Las pruebas no deberán ejecutarse cuando hay riesgo de tormenta eléctrica, en el área donde se encuentran las líneas de transmisión involucradas.

6.1.2.4 CIRCUITO DE PRUEBA

1-Se usa una línea de potencia como circuito de corriente. 2-El electrodo de corriente estará ubicado a una distancia no menor de 10 km de la subestación a ser medida. El sistema de aterrizaje de una torre u otra subestación puede ser utilizrse como electrodo de corriente. 3-Las tres fases en el circuito de corriente se conectarán en paralelo con el objeto de reducir la impedancia del circuito. 4-Si fuera necesario reducir la impedancia del circuito de corriente se pueden emplear capacitores. 5-Para el circuito de voltaje se puede usar: una línea telefónica, una línea de bajo voltaje, o una línea de alto voltaje. La resistencia a tierra del circuito de voltaje incluyendo la impedancia, no debe exceder el 10% de la impedancia de la bobina de voltímetro. 6-El electrodo de voltaje será colocado a una distancia no menor de 5 km de la subestación a ser medida. Esta distancia es especialmente importante cuando el área de la malla de tierra es grande. 7-Si se utiliza una línea de potencia aterrizada continuamente en el circuito de voltaje, se debe usar un cable aislado para mover el electrodo de voltaje en dirección perpendicular a la línea a una distancia no menor a 500 m. La razón para esto es que la línea aterrizada se comporta como una extensión de malla de tierra de la subestación, causando la presencia de voltajes en los aterrizamientos a lo largo de la línea durante la prueba. 8-Con el objeto de eliminar la influencia del circuito de corriente, el ángulo entre los circuitos de corriente y de voltaje será no menor a 90º grados, preferiblemente 180ºgrados.

6.1.2.5 MEDICION DE LA RESISTENCIA:


Versión:

1.0 Código:

Página:

14/ 58

1- El equipo de prueba se conecta de acuerdo a la Figura #3.

2- Si hay riesgo de interferencia por la inducción de otras partes energizadas. La corriente a inyectar será de frecuencia variable 40-45 Hz.

Los voltímetros y amperímetros deben tener capacidad para sensar a esa frecuencia.

FIGURA # 3 CIRCUITO DE PRUEBA METODO ALTAS CORRIENTES

3- Inyectar una corriente de prueba de 20A como mínimo y si fuese posible 50A.

4- De ser posible, se harán lecturas simultáneas en los instrumentos a diferentes valores de la corriente de prueba.

5- Cuando se utiliza una línea de transmisión continuamente aterrizada como circuito de corriente, una parte de la corriente inyectada retornará a través de las torres e hilo guarda. Se usa un factor K para conpensar dicha fuga de corriente.

0


Versión:

1.0 Código:

Página:

15/ 58

K= 1.0 Cuando no hay hilo guarda

K= 0.95 Con un hilo guarda de acero

K= 0.90 Con dos hilos guarda de acero

K= 0.55 Con un hilo guarda acero-aluminizado

K= 0.45 Con dos hilos guarda acero-aluminizado

Por tanto:

Rj= Uj / k x Iavi

La corriente de retorno "Iti" por el hilo guarda puede ser medida usando un amperímetro de gancho a la mitad del circuito de corriente, y el factor k calculado así:

k= (Iavi-Iti)

Iavi

6.1.2.6 VOLTAJES DE PASO Y TOQUE:

En ciertos casos se requiere que los voltajes de toque y de paso sean revisados en algunos lugares en la subestación cuando la corriente de prueba es inyectada. La Figura #4 muestra esos circuitos.


Versión:

1.0 Código:

Página:

16/ 58

Los voltajes son medidos con un voltímetro de alta resistencia. Si un voltaje mayor o igual a o.1v es medido, se deberá ejecutar una nueva medición usando una resistencia de 3 000 ohm en paralelo con el voltímetro. Esta resistencia corresponde a la resistencia del cuerpo humano (Ver Figura #4).

FIGURA # 4 MEDICION DE LOS POTENCIALES DE TOQUE Y PASO

Con este voltaje será posible calcular los mínimos voltajes de toque y de paso ante una corriente de falla a tierra real así

Vtoque o Vpaso = (If.real) x Ub

Iavi x k

Si hay una malla perimetral alrededor de la subestación, debe verificarse el voltaje de contacto de esta malla a tierra (1m de separación hacia fuera). En caso de una falla, esta zona es la que experimenta los potenciales de toque mayores. La medida deberá hacerse en la parte de la malla bajo el circuito de corriente.

0


Versión:

1.0 Código:

Página:

17/ 58

6.1.2.7 MEJORAMIENTO DE LA RED DE TIERRA:

La resistencia de tierra para una subestación es frecuentemente menor que 1 ohm. Para grandes redes mayores a 50X50 m2 la resistencia es menor que unos décimos de ohm.

Si la resistencia medida es muy alta en una malla de tierra grande, normalmente no es posible mejorarla mediante varillas de tierras adicionales. En estos casos se deben usar cables de tierra enterrados o aéreos.

Si la subestación está situada cerca de agua, los cables pueden ser extendidos en el agua. Si los cables son muy largos la independencia de los mismos limitará el mejoramiento de la resistencia a tierra. Por esta razón es mejor usar cables cortos extendidos en diferentes direcciones.

Los cables adicionales conectados tendrán una resistencia que es función de longitud y la resistividad del terreno de acuerdo al diagrama de la Figura #9.

6.1.2.8 EJEMPLO DE LA APLICACION DEL METODO

Medición de la malla de tierra de la Subestación de Transmisión Liberia.

DATOS:

-CIRCUITO DE CORRIENTE : L.T. LIBERIA-Cañas (10kms aprox) se usó la malla de tierra de la torre como electrodo de corriente.

-CIRCUITO DE VOLTAJE : L.T. Liberia- Peñas Blancas (5kms aprox) más 500

m. de cable #14 en dirección perpendicular a la línea

-SECCIONADORAS DE TIERRA: Se deben mantener abiertas durante la prueba

-EQUIPOS UTILIZADOS :

- 1Un generador móvil

- 1Multímetro (amperaje, voltaje,potencia)


Versión:

1.0 Código:

Página:

18/ 58

- 500 m cable de control #14 (circuito de voltaje)

- 20 m cable #8 (circuito de corriente)

- 3 Radios de comunicación

-PERSONAL NECESARIO :

3 Técnicos de Líneas de Transmisión para conexión en la línea

1 Técnico para medir corriente de fuga por el hilo guarda

1 Técnico para tomar lecturas en la subestación

1 Operador de la planta

-CIRCUITO DE PRUEBA :

Similar al de la Figura #3.

-DURACION DE LA PRUEBA :

Preparativos: 2.5 horas

Prueba: 0.5 horas

VALORES OBTENIDOS

Vgen Igen Ihg V l.t. Lib. P.B.

(V) (H) (A) (V)

0 0 0 31.8

208 34.0 2.7 38.5


Versión:

1.0 Código:

Página:

19/ 58

-CALCULO DE RESISTENCIA

R= V

I tierra x k

V= V flt - V olt = 38.5-31.8=6.7 V

K= I GEN - I H.G. = 34.0-2.7 = 0.92

I GEN 34.0

R= 6.7 = 0.21 OHMS

34.0 x O.92

R: Resistencia del sistema de puesta a tierra

V flt: Voltaje final en la L.T. Liberia Peñas Blancas

V olt: Voltaje inicial en la L.T Liberia - Peñas Blancas

K: Factor que considera las corrientes que retornan por el hilo guarda

IGEN : Corriente a la salida del generador

I h.g.: Corriente que retorna por el hilo guarda

6.1.3 METODO DEL PUENTE DE MEDICION


Versión:

1.0 Código:

Página:

20/ 58

6.1.3.1 MEDICION DE LA RESISTIVIDAD DEL SUELO:

Se hace usando cuatro terminales, dos conectados a los electrodos de corriente y dos a los electrodos de voltaje. Estos se entierran de 30 a 50 cm en el suelo a lo largo de una línea y a una distancia de "A" metros entre ellos. Ver Figura #5.

Para una lectura de "R" ohm, la resistividad del suelo se cálcula de acuerdo a:

Mr = 6.28 x A x R ohm-metro

FIGURA # 5 MEDICION POR EL METODO DEL PUENTE

6.1.3.2 GRUPOS DE VARILLAS CONECTADAS EN PARALELO

Con el objeto de obtener una resistencia a tierra baja, a menudo es necesario conectar varias varillas en paralelo. Deben colocarse a una distancia "D" entre ellas donde "D" es 2 veces la profundidad "L" de cada varilla.

La resistencia a tierra del grupo será:

R es = K x Rm

donde "Rm" es la resistencia promedio de cada varilla y "k" es el factor de reducción.

0


Versión:

1.0 Código:

Página:

21/ 58

Nº de varillas K

2 0.60

3 0.40

5 0.25

10 0.13

6.1.3.3 MEDICION DE LA RESISTENCIA A TIERRA

Se utilizan dos electrodos: uno de corriente que inyecta la señal de prueba, y otro de voltaje, para la medición del potencial de la red de tierras.

6.1.3.3.1 MEDICION DE UN ELECTRODO

0


Versión:

1.0 Código:

Página:

22/ 58

FIGURA # 6 MEDICION DE LA RESISTENCIA DE UN ELECTRODO

NOTAS:

1-El electrodo de tierra y los electrodos de corriente y de voltaje se colocan en línea recta.

2-"A" será 40 metros si la profundidad "L" es mayor a 4 metros.

3-"A" será diez veces la profundidad si esta es mayor a 4 metros.

MEDIDAS DE SEGURIDAD

1-En instalaciones energizadas usar herramientas aisladas, etc.

2-No ejecutar mediciones cuando hay malas condiciones del tiempo (tormenta eléctrica)

3-Estudiar recomendaciones del fabricante del equipo que se utiliza.

6.1.3.3.2 MEDICION DE UN GRUPO DE ELECTRODOS (MAXIMO SEIS)


Versión:

1.0 Código:

Página:

23/ 58

FIGURA # 7 MEDICION DE UN GRUPO DE ELECTRODOS

Notas:

1- El grupo de electrodos de tierra y los electrodos de corriente y de voltaje se colocan en línea recta.

2- La distancia "A" será al menos 10 veces el diámetro del grupo de electrodos.

0


Versión:

1.0 Código:

Página:

24/ 58

6.1.3.3.3 MEDICION DE UNA MALLA DE TIERRAS

FIGURA #8 MEDICION DE UNA MALLA DE TIERRAS

POR EL METODO DEL PUENTE

Notas:

1- Los electrodos de corriente y de voltaje se colocan en direcciones opuestas del equipo de medición, formando una línea recta perpendicular a la salida de las líneas de transmisión.

2- El equipo de pruebas se coloca en el medio de la red de tierras.

3-El electrodo de corriente será colocado a una distancia "A" no menor a 10 veces del diámetro de la malla de tierra.

4-Es importante anotar la dirección en que se hicieron las mediciones, con el objeto de usar los mismos puntos cuando se hagan verificaciones posteriores.

0


Versión:

1.0 Código:

Página:

25/ 58

6.1.3.3.4 CURVAS TIPICAS DE VARIACION RESISTENCIA-DISTANCIA

En la Figura #9 se muestra el comportamiento típico de una gráfica de resistencia vs. distancia obtenida por este método. Es importante anotar que en el caso de una ampliación de la malla, la medición debe hacerse antes de interconectar los dos segmentos, pues de no ser así, se obtendrían valores erróneos.

FIGURA # 9 CURVAS TIPICAS DE VARIACION

FIGURA #9 RESISTENCIA - DISTANCIA

0


Versión:

1.0 Código:

Página:

26/ 58

6.1.4 MEDICION DE LA CONTINUIDAD DE LA MALLA DE TIERRA CON

CORRIENTES ALTAS

El método consiste en pasar a través del cable bajante de una estructura, la malla de tierra y un punto de tierra de referencia una corriente de 300 AMP. (Ver Figura #9)

La caída de voltaje y la magnitud y dirección de la corriente son monitoreadas para verificar la integridad de las conexiones a la malla.

FIGURA #10 MEDICION DE LA CONTINUIDAD CON CORRIENTES ALTAS

0


Versión:

1.0 Código:

Página:

27/ 58

EQUIPO:

-Una fuente decorriente variable capaz de producir 300 AMP continuos (10.5KVA).

-2 cables 2/0 de 30 metros cada uno.

PROCEDIMIENTO:

1- Buscar un punto de tierra que sirva de referencia.

2- Conectar el equipo al cable bajante a probar y al punto de referencia de acuerdo al dibujo.

3- Ajustar una corriente de 300 AMP. Pasar la corriente durante al menos 30 minutos.

4- Mediante un amperímetro de gancho medir en los puntos indicados en la Figura #9. El próposito de estas lecturas es determinar la magnitud y dirección de la corriente que fluye.

5- Medir la caída de voltaje del circuito (incluye los cables del equipo).

6- Después de ejecutar la prueba, desconectar los cables, corto circuitarlos y pasar los 300 AMP por 3 minutos. Determinar la caída de voltaje de los cables.

GUIA PARA LA EVALUACION DE LA PRUEBA

1-La caída de voltaje del circuito probado (indicación de buen estado) debe ser aproximadamente 1.5 voltios por cada 15 metros de distancia en línea recta entre los puntos de conexión.

Este valor se obtiene restando al voltaje medido en el punto 5 (todo el circuito) la caída de tensión de los cables de prueba (punto 6).

2-Los puntos que presenten resultados fuera de esta regla, deben desenterrarse, corregirse y se probarse nuevamente.

3-Todos los puntos de la malla deben probarse uno por uno.


Versión:

1.0 Código:

Página:

28/ 58

6.2 INSPECCION DE OBRAS NUEVAS Y MAANTENIMIENTO A LOS SISTEMAS DE

PUESTA A TIERRA

6.2.1 INSPECCION Y PRUEBAS DE ACEPTACION DE OBRAS NUEVAS Y

AMPLIACIONES

Para la recepción de la obra, el personal de inspección revisará lo siguiente:

a-Revisión de los detalles de construcción de acuerdo a lo indicado en los planos de diseño.

Cualquier detalle que no esté indicado en los planos deberá ser revisado de acuerdo a lo indicado en este manual.

b-Pruebas mecánicas: Se tomarán cuatro muestras de las conexiones empleadas y se probarán según lo indicado en el Apéndice 3.

c-Medición de la resistencia de puesta a tierra de los grupos de varillas.

El objetivo de esta prueba es obtener el valor de resistencia de cada grupo de varillas en el momento de la construcción. Luego este valor podrá ser revisado durante las labores de mantenimiento.

El procedimiento a seguir es el indicado en la Sección 6.1.2.6. Se deberá indicar claramente la dirección en que se movieron los electrodos de prueba, con el objeto de reconstruir la prueba durante el mantenimiento.

d-Medición de la resistencia del sistema de puesta a tierra.

El objetivo de esta prueba es comprobar que el valor actual de resistencia del sistema es menor o igual al valor de diseño indicado en los planos.

Se deberá ejecutar la medición mediante el método de altas corriente de acuerdo a lo específicado en la Sección 6.1.2. Durante la prueba se deberán medir los voltajes de paso y de toque (Ver punto 6.1.2.6).

Si no fuese posible practicar el método anterior se podrá hacer la prueba mediante el procedimiento del puente de medición (bajas corrientes).


Versión:

1.0 Código:

Página:

29/ 58

En el informe de la prueba, deberá indicarse claramente el punto de referencia que se utilizó en la subestación y la dirección en que se movieron los electrodos. Esto con el objeto de que se pueda repetir posteriormente bajo condiciones muy similares

e-Medición de la continuidad de la malla.

Esta prueba pretende verificar que todas las partes de la red estén interconectadas mediante una conexión de baja resistencia. Esta prueba deberá ejecutarse en todas los cables bajantes de los equipos a la malla de tierra. Ver procedimiento en la Sección 6.1.4

f- Confección de un informe detallado de todo lo que se indicó en los puntos anteriores. Debe incluir cualquier información adicional que sea de interés para el futuro mantenimiento del sistema de puesta a tierra.

6.2.2 MANTENIMIENTO A LOS SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA EN

SUBESTACIONES

Este mantenimiento es muy sencillo, pero de mucha importancia para la vida útil de la malla, para la seguridad del personal y para el buen funcionamiento de los equipos dentro de la subestación.

Cada 5 años se deberá ejecutar la siguiente rutina de mantenimiento.

1-Revisión y limpieza de todos dos conectores de la malla de tierra. Aplicación de una capa de compuesto inhibidor.

2-Medición de la continuidad de la malla de tierra con altas corrientes; de acuerdo al procedimiento descrito en la Sección 6.1.4.

3-Medición de la resistencia de puesta de los grupos de varillas.

El procedimiento a seguir es el indicado en el punto 6.1.3.2. La prueba se debe hacer lo más similar posible a la ejecutada en la construcción de la malla (colocar electrodos de prueba en la misma dirección utilizada la primera vez).

4-Medición de la resistencia de puesta a tierra del sistema total.


Versión:

1.0 Código:

Página:

30/ 58

Utilizar el método de bajas corrientes especificado en la Sección 6.1.3. Se deberá realizar la prueba lo más similar posible a la ejecutada en la construcción de la malla (colocar electrodos de prueba en la misma dirección utilizada la primera vez).

6.2.3 PUESTA A TIERRA EN LABORES DE MANTENIMIENTO

El propósito de esta sección es indicar los procedimientos que deben seguirse cuando se hacen trabajos de mantenimiento en una subestación, y se requiere "enfriar" y conectar a tierra tempo-ralmente un equipo o sección.

La puesta a tierra de un equipo o sección mientras se trabaja en ella, tiene como objetivo evitar las diferencias de potencial peligrosas que se pueden presentar por:

-conexión involuntaria

-efectos de tormentas eléctricas

-inducción desde otras instalaciones por:

contacto directo,

influencia electromagnética,

inducción electromagnética,

aumento de la tensión en el suelo

-tensión residual en las instalaciones interconectadas.

Así por ejemplo, cuando se trabaja en una sección de línea que en el exterior corre cercana o paralela a otra línea de alta tensión, puede presentarse algún potencial debido a la inducción.

En el caso de tormentas eléctricas, la puesta a tierra temporal no evita el peligro de conducción, por lo tanto en caso de que en el lugar de trabajo se oigan o vean descargas, debe suspenderse el trabajo.


Versión:

1.0 Código:

Página:

31/ 58

6.2.4 MEDIDAS ANTES DE INICIAR EL TRABAJO

Antes de iniciar el trabajo en la zona desenergizada deben seguirse los siguientes pasos:

- verificar que se hayan efectuado las desconexiones y estén bloqueadas

- hacer una prueba de voltaje en las barras y líneas desenergizadas

- poner a tierra la instalación o equipo

6.2.5 PRUEBA DE VOLTAJE

El test de voltaje se debe efectuar con un probador de tensión fabricado según las normas o, cuando sea adecuado, mediante prueba de chispa.

Mediante estos procedimientos solo se puede garantizar que la tensión presente NO ES LA DE SERVICIO, pero puede existir otra tensión. Deben revisarse todas las fases.

Antes y después de la prueba, debe verificarse que el pro-bador esté en buenas condiciones (generalmente disponen de un botón de "TEST"), y que el nivel de voltaje sea el adecuado.

La prueba de chispa puede efectuarse con una pértiga aislada con una punta de metal (por ejemplo pértiga de maniobras). Se realiza apoyando la punta metálica en la línea a controlar para retirarla luego de ella unos milímetros. Si la línea conduce la tensión de servicio se oirá el sonido de las descargas o se observarán chispas. El aislamiento de la pértiga debe ser el adecuado para la tensión en cuestión.


Versión:

1.0 Código:

Página:

32/ 58

Prueba con pértiga aislada

Test con probador de tensión

FIGURA #11 PRUEBA DE VOLTAJE

6.2.6 HERRAMIENTAS DE PUESTA A TIERRA

La puesta a tierra temporal generalmente se efectúa mediante cables que tienen en un

extremo una prensa y en el otro un gancho (Ver Figura # 12).


Versión:

1.0 Código:

Página:

33/ 58

En el momento del trabajo, debe disponerse de la cantidad necesaria para aterrizar las

fases en todos los puntos en que sea necesario. Deberán elegirse de manera que

correspondan al nivel de tensión del lugar de trabajo.

Los cables de las herramientas de puesta a tierra tendrán una sección de por lo menos

25 mm2.

Antes de usarlas se verificará su estado, y en caso de que hayan sido expuestas a

golpes de tensión para los cuales no han sido fabricadas o estén deterioradas, no

podrán usarse.

FIGURA #12 HERRAMIENTAS PARA PUESTA A TIERRA

6.2.7 PUESTA A TIERRA EN DIFERENTES EQUIPOS

6.3.4.1 GENERALIDADES

En los esquemas que se presentan en esta sección se emplean los siguientes

símbolos:


Versión:

1.0 Código:

Página:

34/ 58

La puesta a tierra se hará hasta que la sección haya sido desconectada, bloqueada y

verificada la tensión.

Cuando exista riesgo de tensión desde otras instalaciones de alto voltaje o secciones

de instalaciones, se unirán todas las partes aterrizadas a una puesta a tierra en el lugar

de trabajo. El cable de esta unión se elegirá de acuerdo a la tensión que pueda llegar al

lugar del trabajo, y no será menor a 25 mm2.

Esta unión deberá abarcar:

-las distintas fases

-partes en contacto permanente a tierra, como postes o estructuras

-herramientas conductoras que puedan tener contacto con el suelo o con partes

puestas a tierra en forma directa o a través de personas

-material conductor en general que pueda estar a una tensión diferente a la de las

sección en que se trabaja.


Versión:

1.0 Código:

Página:

35/ 58

En caso de inducción por corriente de falla o de carga proveniente de líneas paralelas

de alta tensión, se pueden tomar otras medidas adicionales con el fin de evitar

diferencias de tensión peligrosas en el lugar de trabajo.

El dispositivo de puesta a tierra se colocará con una pértiga aislada para el voltaje de

operación. En el caso de las barras, el dispositivo se conectará primero a tierra y luego

a las fases.

La puesta a tierra deberá efectuarse entre el lugar de conexión desde donde la

instalación puede recibir tensión y el lugar de trabajo.

Entre la puesta a tierra y el lugar de trabajo no deben existir interruptores o fusibles.

6.3.4.2 PUESTA A TIERRA DE EQUIPOS DE MANIOBRA

Las dimensiones de la puesta a tierra en el lugar de trabajo de los equipos de

maniobra, serán tales que puedan soportar las corrientes de falla que puedan ocurrir.

Si todos los puntos de conexión están en el mismo recinto o cubículo, o, en caso de

instalaciones exteriores, si son visibles desde el lugar de trabajo, solo hace falta hacer

una conexión a tierra. En caso contrario, deberá hacerse una conexión en cada

cubículo o lugar de trabajo.

6.3.4.3 TRANSFORMADORES

Se realiza sobre los conductores de alimentación del transformador entre el lugar de

conexión y el lugar de trabajo, aun si el trabajo se realiza en solo una de las fases.

Cuando el trabajo se realiza en un transformador con un bobinado auxiliar, no es

necesario aterrizarlo. Sin embargo, deberá quedar aislado mediante puntos de

desconexión visibles.


Versión:

1.0 Código:

Página:

36/ 58

La puesta a tierra deberá ser visible desde el lugar de trabajo. En caso de que esto no

sea posible, deberá ponerse una conexión auxiliar con el fin de garantizar

laseguridadde los trabajadores.

FIGURA #13 PUESTA A TIERRA DE TRANSFORMADORES

6.3.4.4 TRANSFORMADORES DE POTENCIAL

En los transformadores de potencial inductivos se efectuará la puesta a tierra en el lado

del primario y se desconectará el lado secundario.


Versión:

1.0 Código:

Página:

37/ 58

FIGURA #14 TRANSFORMADOR DE POTENCIAL INDUCTIVO

En el caso de los transformadores capacitivos, si el trabajo se realiza en la parte

capacitiva, se deben poner a tierra ambos lados de esta parte. Si el trabajo se realiza

fuera de esta parte, debe considerarse el riesgo de tensiones residuales.

Para casos de trabajo en la parte del transformador, se desconectará y será puesta a

tierra de la misma forma que en los transformadores inductivos.


Versión:

1.0 Código:

Página:

38/ 58

FIGURA #15 PUESTA A TIERRA DE UN TRANSFORMADOR DE POTENCIAL CAPACITIVO

6.3.4.5 DISPOSITIVOS DE CONEXION, INTERRUPTORES,

SECCIONADORES, FUSIBLES

La puesta a tierra se efectuará a ambos lados del aparato o en la sección de la

instalación que está directamente conectada al mismo.

FIGURA #16 PUESTA A TIERRA DE DISPOSITIVOS DE CONEXIÓN

6.3.4.6 CONDENSADORES

Si se dispone de un seccionador de "bypass", se bloqueará en la posición de abierto y

se colocará una puesta a tierra en sus dos extremos.

La puesta a tierra se efectuará a ambos lados del condensador, pues pueden existir

voltajes residuales. En el caso de conden-sadores en paralelo, se colocará una puesta

a tierra entre el punto de conexión y el banco, además de otra en el neutro, si existe.


Versión:

1.0 Código:

Página:

39/ 58

FIGURA #17 PUESTA A TIERRA DE CONDENSADORES EN PARALELO

En el caso de condensadores en serie, se debe colocar una puesta a tierra sobre la

parte de la instalación a la que esta conectada el banco.

FIGURA #18 PUESTA A TIERRA DE CONDENSADORES EN SERIE

6.3.4.7 REACTORES Y AUTOTRANSFORMADORES


Versión:

1.0 Código:

Página:

40/ 58

La puesta a tierra se hace de la misma manera que en un transformador de

potencia.

FIGURA #19 PUESTA A TIERRA DE REACTORES Y AUTOTRANSFORMADORES

6.3.4.8 GENERADOR

La puesta a tierra se hace tan cerca de los terminales de fase del generador como sea

posible.


Versión:

1.0 Código:

Página:

41/ 58

FIGURA #20 PUESTA A TIERRA DE UN GENERADOR

6.3.4.9 10.4.9 MOTOR

La puesta a tierra se hará tan cerca como sea posible de los terminales de fase.

FIGURA #21 PUESTA A TIERRA DE UN MOTOR


Versión:

1.0 Código:

Página:

42/ 58

6.3.4.10 10.4.10 CONVERTIDOR ESTATICO DE CORRIENTE

La puesta a tierra se efectuará tanto del lado de corriente alterna como del de corriente

directa.

FIGURA #22 PUESTA A TIERRA DE UN CONVERTIDOR ESTATICO DE CORRIENTE

6.2.8 ENTRADAS DE LINEAS

Cuando se trabaje en las entradas de las líneas, deberá ponerse una puesta a tierra

entre las fases.

En caso de que exista riesgo de un contacto accidental con el hilo de guarda, también

este debe aterrizarse. Para esto, se conectará la puesta a tierra al hilo de guarda y

luego a las fases. En el momento de removerla, se seguirá el proceso inverso.

En caso de que la estructura tenga elementos aterrizados, la puesta a tierra también

debe incluirlos.


Versión:

1.0 Código:

Página:

43/ 58

FIGURA #23 PUESTA A TIERRA DE LINEAS

6.2.9 PUESTA A TIERRA DE EQUIPOS VOLUMINOSOS

Dentro de esta categoría se comprenden grúas, maquinaria similar, andamios,

plataformas, escaleras y andamios fabricados con material conductor.

En caso de trabajos sobre instalaciones desconectadas y puestas a tierra, deberán

unirse a éstas y adicionalmente tener una puesta a tierra adicional. La puesta a tierra y

la conexión estarán dimensionadas solamente para soportar la corriente que pueda

darse por diferencia de tensión en el lugar de trabajo.


Versión:

1.0 Código:

Página:

44/ 58

FIGURA #24 PUESTA A TIERRA DE EQUIPO VOLUMINOSO

Cuando se trabaja desde una plataforma aislada no es necesaria la puesta a tierra de

los equipos ni la unión a las instalaciones, siempre y cuando la puesta a tierra se

efectúe cerca del lugar en que se trabaja.

7. DOCUMENTOS DE REFERENCIA

No aplica

8. CONTROL DE CAMBIOS

No aplica


Versión:

1.0 Código:

Página:

45/ 58

9. CONTROL DE ELABORACIÓN, REVISIÓN Y APROBACIÓN

ELABORÓ

DEPENDENCIA

Luis Alfaro S Mantenimiento de Subestaciones

Guillermo Calderón V Obras Electromecánicas (Construcción)

Manuel E. Chacón M Mantenimiento de Energía

Miguel Gutiérrez R Mantenimiento de Subestaciones

Tomás Gutiérrez R. Mantenimiento de Subestaciones

Armando Muñoz E. Mantenimiento de Subestaciones

REVISÓ DEPENDENCIA

Eduardo Ortiz Mantenimiento de Transmisión

William Ramírez Obras Electromecánicas (Construcción)

Gilberto Morales Mantenimiento de Transmisión

Eduardo García A. Subestaciones y Líneas de Transmisión (Diseño)

APROBO FIRMA FECHA

Ing. Manuel Balmaceda García Director General Negocio de Transmisión

Esta guía la preparó una Comisión integrada por personal de las dependencias de

Diseño, Construcción y Mantenimiento de Subestaciones del ICE.

El trabajo se inició en 1994 como resultado de una asesoría en el área de puesta a

tierra, financiada por una donación de la Agencia Sueca BITS.


Versión:

1.0 Código:

Página:

46/ 58

10. APÉNDICES

APENDICE N1

CALCULO DEL CALIBRE DEL CONDUCTOR

PARA LA MALLA DE TIERRA


Versión:

1.0 Código:

Página:

47/ 58

1. Cálculo del calibre del conductor para la malla de tierra considerando el esfuerzo

térmico

Para el cálculo del calibre que se debe emplear en el tejido de la malla de tierra, se utiliza

la fórmula simplificada incluida en el Estándar 80-1986 de la IEEE.

I= A * {log10 [ (Tm - Ta)/(234+Ta) + 1 ] /( 33*S ) }

donde:

I: Corriente de falla a tierra (A)

A: Area transversal del conductor en "Circular Mils" (CM)

S: Duración de la falla (segundos)

Tm: Temperatura máxima permisible para el cobre (C)

Ta: Temperatura ambiente (C)

1 CM= 0,000507 mm2

Tomando:

I= 30 kA

S= 0,3 seg.


Versión:

1.0 Código:

Página:

48/ 58

Tm= 1083 C

Ta= 38 C

De donde se obtiene A= 114047 CM, lo que equivale a 57,82 mm2.

Con lo cual se puede emplear cable 2/0 AWG (67,42 mm2).

Sin embargo, considerando que el interruptor no despeje la falla en 0,3 sino en 1 segundo,

se obtiene:

A= 105,60 mm2, y se debe utilizar cable 4/0 AWG (107,27 mm2).


Versión:

1.0 Código:

Página:

49/ 58

APENDICE N2

ESPECIFICACIONES TECNICAS PARA

LOS ELECTRODOS DE PUESTA A

TIERRA


Versión:

1.0 Código:

Página:

50/ 58

1. Descripción General

Estas especificaciones se refieren a varillas de 12,7 mm (1/2"), 16 mm (5/8") y 19.05 mm

(3/4").

Las varillas deben tener un alma de acero sólido recubierta con un revestimiento

uniforme de cobre. El cobre debe aplicarse electrolíticamente, formando un lazo

metalúrgico entre los dos elementos. El alma de acero debe estirarse en frío de acuerdo a

la Norma ASTM A1080 AISI C1017. El revestimiento será tipo DHP aleación N122,

de acuerdo a la Norma ASTM B-572.

2. Características

a) Acabado:

La superficie deberá estar libre de imperfecciones, de acuerdo a las normas de

revestimiento comercial.

b) Linealidad:

Las varillas deberán ser rectas y su linealidad no deberá exceder las especificaciones

siguientes ± 0,254 mm por cada 30,48 cm (10/1000" por pie lineal).

c) Extremos de la varilla:

Las varillas serán de punta cónica en un extremo, con un ángulo de 45. El otro extremo

será cortado en forma cuadrada y biselado.

d) Revestimiento de cobre:

El revestimiento de cobre deberá ser continuo sobre la varilla con excepción de las puntas

y los extremos biselados. El espesor del revestimiento deberá ser de 0,254 mm mínimo.

3. Pruebas al revestimiento de cobre


Versión:

1.0 Código:

Página:

51/ 58

a) Adherencia:

Para esta prueba se toma una varilla de 457,2 cm de largo (18") con un extremo cortado

en punta a 45, y se coloca entre dos prensas de metal separadas una distancia igual al

diámetro de la varilla menos 1 mm. Se tira de la varilla hasta que se raspe suficiente

metal para exponer el revestimiento entre la envoltura y la varilla. Se acepta que la

envoltura se "raspe" en el roce con las prensas, pero no debe presentarse otra evidencia de

separación de la envoltura y el alma de acero ("descascaramiento").

b) Deformación:

A temperatura ambiente se sostiene rígidamente una varilla en una prensa. En el extremo

libre, a una distancia igual a 40 veces el diámetro de la varilla, se aplica una fuerza

normal hasta que se logre una deformación permanente (formando un ángulo de 30). Al

final de la prueba no deben presentarse reventaduras en el revestimiento.

4. Resistencia a la tensión

La resistencia a la tensión no debe ser menor que 5276,60 kg/cm2 (75 000 libras por

pulgada cuadrada).

5. Tamaño de la varilla

Las varillas pueden ser de 182,9 m (6'), 243,8 m (8') o 304,8 m (10')± 12,7 mm (1/2").

El diámetro debe ser:

Diámetro nominal Diámetro promedio

12,7 mm (1/2") 12,7 mm (1/2")

15,88 mm (5/8") 15,88 mm (5/8")

19,05 mm (3/4") 17,27 mm (3/4")


Versión:

1.0 Código:

Página:

52/ 58

6. Marcas de la varilla

Cada varilla deberá tener una marca dentro de los 30 cm de su parte superior, en la que se

indiquen su largo y diámetro.

7. Empaque

Las varillas se empacarán en grupos con cinta adhesiva reforzada o fajas metálicas

pequeñas. Los grupos se unirán por medio de correas metálicas para formar bultos.

Seguidamente se indica la manera en que se deben empacar:

Tamaño nominal Cantidad de varillas Cantidad de grupos

por grupo por bulto

12,7 mm (1/2") 10 50

15,88 mm (5/8") 10 50

19,05 mm (3/4") 5 50

ANALISIS FISICO Y QUIMICO DE LAS VARILLAS DE COBRE

1. Acero

Tipo: estirado en frío, según Norma ASTM A1080 AISI C1017


Versión:

1.0 Código:

Página:

53/ 58

Análisis químico: C : 0,15% - 0,20%

Mn : 0,30% - 0,60%

P : 0,10% máximo

S : 0,050% máximo

Propiedades físicas:

Promedio Tolerancia

- Resistencia a la tensión: 6085,67 kg/cm2 -13% - 9%

- Resistencia al límite

elástico: 5276,60 kg/cm2 ±13%

- Elongación en 50,8 mm 508 mm 15% - 26%

2. Cobre

Tipo: DHP aleación N 122 CDA


Versión:

1.0 Código:

Página:

54/ 58

Análisis químico: Cu : 99,95%

P : 0,035% - 0,065%

3. Proceso de aplicación del cobre al acero

El cobre debe aplicarse electrolíticamente a la barra de metal estirada en frío, usando

equipo de galvanoplastia. El resultado debe ser un revestimiento de espesor uniforme,

asegurando una larga vida a las varillas, libre de corrosión.

4. Sello protector del revestimiento

Las varillas deben tratarse químicamente con un derivado de benzotriazol que forme un

revestimiento en la varilla, y retarde la corrosión del metal por el contacto con la

atmósfera.


Versión:

1.0 Código:

Página:

55/ 58

APENDICE N3

PRUEBAS PARA LOS CONECTORES A

COMPRESION


Versión:

1.0 Código:

Página:

56/ 58

1. PRUEBA MECANICA INDIVIDUAL (Se ejecuta en cada obra)

Esta prueba se realizará tomando un mínimo de cuatro muestras de las conexiones para

cada tipo de unión, empleadas en la malla de tierra.

Dejar una distancia libre de cable de 25 cm en cada extremo del conector, con el fin de

sujetarlo al dipositivo de prueba.

Se marcan los extremos del conector y del cable a fin de determinar si hubo

desplazamiento.

Se aplica la carga al conjunto tomando los extremos del cable, a una velocidad de 6,25

mm/min. La carga mínima que se debe aplicar es la indicada en la Tabla N1.

Al concluir la prueba se debe verificar si hubo desplazamiento, de ser así se rechazarían

las conexiones.

2. PRUEBAS EN FABRICA

2.1 Prueba de soporte de esfuerzos electromagnéticos

Al finalizar esta prueba, la resistencia óhmica no debe ser superior a 1,5 veces la medida

antes de realizarla.


Versión:

1.0 Código:

Página:

57/ 58

En conectores que se pueden emplear en un rango de calibres de cable, se hará la prueba

con los conductores de mayor y menor calibre.

Se escoge una muestra de cuatro conexiones las cuales se someten a la descarga de una

corriente de falla druante 0,2 segundos.

Esta corriente tiene una magnitud del 80% del valor simétrico r.m.s. de la corriente de

fundición, calculada para el calibre específico. El valor máximo será 100 kA.

La prueba se repite tres veces en cada conector. Después de cada prueba, se esperará que

el conector alcance la temperatura de 100C o menos para aplicar la siguiente.

Una vez concluidas las tres pruebas y alcanzada la temperatura ambiente, se debe

verificar el valor de la resistencia.

2.2 Prueba del grupo de los ácidos

Se toman cuatro muestras, se mide su resistencia óhmica, y se someten al grado de

congelamiento.

Se someten las muestras a un proceso de corrosión acelerado usando ácido nítrico.

Se aplica una corriente de falla por un período de 10 segundos, y se verifica

posteriormente la resistencia.


Versión:

1.0 Código:

Página:

58/ 58

2.3 Prueba del grupo alcalino

Se toman cuatro muestras, se mide su resistencia óhmica, y se someten al grado de

congelamiento.

Se someten las muestras a un proceso de corrosión salina acelerado.

Se aplica una corriente de falla por un período de 10 segundos, y se verifica

posteriormente la resistencia.

TABLA N1

CARGA MINIMA PARA PRUEBA MECANICA

Calibre cable Diámetro de Carga

de Cobre cable de acero Mínima

(AWG o kcmil) o varilla (pulg.) (N)

2 ---- 1335

1/0 5/16 1335

2/0 7/16 2225

3/0 ---- 2225

4/0 1/2 2225

Documents

TABLA DE CONTENIDO - appcenter.grupoice.com voltajes de toque y de paso.....10 6.1.1.4 metodo de medida con altas corrientes ... y de emergencia,