Diseño de puesta a tierra para termina de almacenamiento y reparto

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA
MECÁNICA Y ELÉCTRICA.
UNIDAD AZCAPOTZALCO.
DISEÑO DE UN SISTEMA DE PUESTA A
TIERRA
PARA
UNA
TERMINAL
DE
ALMACENAMIENTO
Y
REPARTO
DE
COMBUSTIBLE (TAR).
TESIS.
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE:
INGENIÉRO MECANICO
PRESENTA.
C. EDGAR SOSA DOMÍNGUEZ.
ASESORES:
ING. GERARDO IRVIN ARJONA RAMÍREZ.
M. en C. RICARDO CORTÉZ OLIVERA
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
AGRADECIMIENTOS
 A MIS PADRES
Por el apoyo brindado e incondicional durante toda mi vida
 A MI PADRE
Por ser el brazo fuerte en mi existir, y enseñarme a continuar cuando
caemos.
 A MI MADRE
Por acogerme siempre en sus brazos y darme el cariño incondicional
para seguir siempre adelante.
 A MI HERMANA
Por ser mi luz durante todo el camino.
 A MI HERMANO
Por estar cuando pedí su apoyo.
 A EFREN DOMINGUEZ
Por nunca dudar de mí, y seguirme apoyando.
 A MI ESPOSA E HIJOS
Por estar en este momento y con su sonrisa saber que existo.
 A MIS ASESORES
Gerardo Irving y Ricardo Cortez, por su apoyo para realizar este
trabajo.
 A MIS COMPAÑEROS DE TRABAJO
Por el apoyo para culminar lo que algún día comencé.
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Índice
OBJETIVO. ........................................................................................................................................................................... 4
JUSTIFICACIÓN. ................................................................................................................................................................. 5
INTRODUCCIÓN. ................................................................................................................................................................ 6
Capítulo 1: Generalidades ...................................................................................................................................................... 7
1.1
Introducción al Sistema de Puesta a Tierra. .......................................................................................................... 7
1.2
Descripción ........................................................................................................................................................... 9
1.3
Sistema de tierras. ............................................................................................................................................... 10
1.4
Tipos de falla en un sistema eléctrico ................................................................................................................. 11
1.5
Componentes de un sistema de puesta a tierra ................................................................................................... 14
1.6
Conceptos básicos de la puesta a tierra. .............................................................................................................. 16
1.7
Moldeo del cuerpo humano. ............................................................................................................................... 24
1.8
Tipos de suelo y su resistividad. ......................................................................................................................... 29
1.9
Descargas Atmosféricas ..................................................................................................................................... 32
1.10
Áreas clasificadas ............................................................................................................................................... 37
1.11
Materiales a utilizar ............................................................................................................................................ 40
Capítulo 2: Análisis del Problema ........................................................................................................................................ 43
2.1
Resistividad del Terreno y Métodos de Medición: .............................................................................................. 43
2.2
Medición de la resistividad del suelo................................................................................................................... 44
2.3
Método de Wenner para la medición de la resistividad del suelo. ....................................................................... 48
2.4
Estudio de Resistividad del Terreno para la S.E. con Mediciones en Campo. .................................................... 49
2.5
Método de medición ............................................................................................................................................ 50
2.6
Tabla de resultados .............................................................................................................................................. 54
2.7
Componentes principales de una TAR para el estudio de resistividad del suelo. ................................................. 58
2.8
Conceptos Generales para el Diseño de la Red de Tierras de una TAR. ............................................................. 59
2.9
Consideraciones de un sistema de puesta a tierra ................................................................................................ 60
2.10
Electricidad Estática ............................................................................................................................................ 63
2.11
Sistema de tierra aislada. ..................................................................................................................................... 68
2
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Capítulo 3: Diseño y Memoria de Cálculo .......................................................................................................................... 72
3.1
Cálculo de la red de tierras de la subestación eléctrica de una TAR. ................................................................... 72
3.2
Requerimientos de la Subestación Eléctrica por parte de PEMEX ...................................................................... 74
3.3
Procedimiento de la malla de tierras para la Subestación Eléctrica ..................................................................... 77
Capítulo 4: Costos del Proyecto. .......................................................................................................................................... 90
4.1
Costos del proyecto. ............................................................................................................................................ 90
4.2
Costo de Ingeniería. ............................................................................................................................................. 91
4.3
Costo de Material y Mano de Obra. ..................................................................................................................... 92
Conclusiones ........................................................................................................................................................................ 97
Bibliografía. ......................................................................................................................................................................... 98
Anexo 1 ................................................................................................................................................................................ 99
Tablas y Diagramas de referencia para el cálculo de una malla de tierras para una Subestación Eléctrica. ........ 99
Planos de sistema de puesta a tierra para una TERMINAL DE ALMACENAMIENTO Y REPARTO DE
COMBUSTIBLE................................................................................................................................................ 104
3
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
OBJETIVO.
Aplicar un procedimiento para el diseño de la red de tierras, conocer los tipos de materiales y
especificaciones técnicas, utilizando los criterios dentro de los márgenes de la normatividad vigente, con la
finalidad de cumplir un fin principal, el de proteger y salvaguardar la integridad física de las personas e
instalaciones, y establecer los requisitos mínimos para la adquisición de los sistemas de protección a
tierra para los principales elementos en una Terminal de Almacenamiento y Reparto de combustibles.
4
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
JUSTIFICACIÓN.
El mantener y proteger en las condiciones más idóneas los equipos y estructuras de la Terminal de
Almacenamiento y Reparto, son la justificación de la presente tesis así como el desarrollo de la red de tierra
basado en la normatividad vigente y utilizando el criterio más adecuado para su fin.
Tomando en cuenta los datos proporcionados por la gente de campo y documentación de CFE en el estudio
de Corto Circuito se determina la metodología a seguir para un buen diseño de puesta a tierra de una
Terminal de Almacenamiento y Reparto de Combustible (TAR).
Todos los equipos que conforman el Sistema Eléctrico están sujetas a una serie de perturbaciones
naturales o extraordinarias, que ponen en riesgo su operación, por lo consiguiente es importante determinar
un buen Sistema de Puesta a Tierra
5
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
INTRODUCCIÓN.
En esta tesis se habla del diseño y proyecto de un Sistema de Puesta a Tierra para una Terminal de
Almacenamiento y Reparto de Combustible ubicada en Tapachula Chiapas. Las instalaciones eléctricas,
equipos de instrumentación, telecomunicaciones, así como tuberías y estructuras metálicas destinadas a la
Terminal, presentan una gran responsabilidad de los ingenieros de diseño para conectar a tierra los equipos
eléctricos y elementos metálicos de esta Terminal de una manera segura, eficiente y apropiada.
Este problema existe en todos los campos de la Ingeniería Eléctrica, desde las bajas corrientes a tierra de los
equipos electrónicos de estado sólido, hasta las altas corrientes a tierra de las grandes subestaciones en alta
tensión.
A causa de las altas corrientes de falla disponibles hoy en día, es esencial un buen sistema de tierras en todas
las partes del sistema eléctrico, y no olvidemos que estamos en una zona geográfica donde tenemos un sinfín
de tormentas eléctricas causando daños irreversibles en estructuras equipos electrónicos y principalmente en
el ser humano.
Esta tesis se basa en los principios fundamentales de la NOM-022 STPS-2008 donde rige en todo el territorio
nacional y aplica en los centros de trabajo donde se almacenan, manejan o transporten sustancias inflamables
o explosivas, y en aquellos que por su naturaleza del proceso emplean materiales, sustancias o equipos que
sean capaces de almacenar o generar cargas eléctricas estáticas.
6
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Capítulo 1: Generalidades
1.1 Introducción al Sistema de Puesta a Tierra.
El tema conexión a tierra es difícil, no por los conceptos intrínsecos de la materia, sino principalmente debido
a la interpretación errónea y a la gran cantidad de términos usados en libros, artículos técnicos y otras
publicaciones sobre el tema. Se habla de:
Tierra masa, tierra física, tierra del circuito, conductor de tierra, conductor de conexión a tierra, conductor del
electrodo a tierra, conductor conectado atierra, tierra de seguridad, tierra de protección, tierra de equipo, tierra
aislada, tierra separada etc..
Y otros tantos vocablos que a través de los años han inventado
computadoras.
las
industrias
electrónica
y
de
Esta confusión también la crean manuales, estándares y especificaciones, algunas veces escritos por
ingenieros especializados en señal y otras veces por ingenieros de potencia, quienes no siempre están de
acuerdo en cuanto a la percepción y solución de estos nuevos problemas.
La puesta a tierra tiene grandes efectos sobre la seguridad de las personas, seguridad y operación de los
equipos, en los sistemas de distribución de energía eléctrica, computadoras y sistemas de estado sólido, y
también en los sistemas de protección contra descargas atmosféricas.
Cuando Thomas Alva Edison inició su compañía eléctrica de iluminación y el sistema eléctrico de distribución
utilizó un conductor aislado (de tierra) para conducir la corriente eléctrica, utilizaba la tierra (terreno natural)
como conductor para el retorno de la corriente eléctrica a su origen.
El mayor debate fue si se debían o no poner a tierra los sistemas eléctricos, hasta que en el año 1913 el NEC
(NATIONAL ELECTRICAL CODE) obligaba a que los sistemas eléctricos con una tensión mayor de 150
Volts, medidos de fase a tierra, fueran puestos a tierra.
Como en todo sistema eléctrico donde existen más de una conexión a tierra existirán problemas eléctricos,
debido a que no existe control sobre las corrientes que fluyen por tierra (terreno natural), tuberías metálicas,
equipo y a través de la tierra (terreno natural), ocasionando severos daños a las personas, animales, etc.
La puesta a tierra en algunos casos es generalmente recomendada, aunque hay ciertas excepciones. Existen
varios métodos y criterios para La puesta a tierra, cada uno de ellos tienen su propio objetivo.
Los métodos son aplicados a los sistemas eléctricos industriales que distribuyen y utilizan la energía en alta,
media y baja tensión.
Desde luego, se deberá de considerar la Normatividad Vigente. Cuando un sistema eléctrico incluye un equipo
de generación de energía eléctrica, las condiciones del suministrador pueden ser alteradas por:
Ubicación del sistema de generación.
Características del generador.
7
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Los requisitos especiales del proceso de fabricación.
Sólo en los últimos cinco años se ha dado gran importancia al sistema de conexión a tierra debido a la
proliferación de equipos electrónicos sensibles, que requieren una tierra libre de ruidos eléctricos. La mayor
parte de nuestros países se encuentran expuestos a una alta incidencia de tormentas eléctricas, por lo que
sufren continuamente daños en sus modernos equipos electrónicos debido a sus prácticas erradas de conexión
a tierra se puede garantizar por completo que si un sistema de tierras está mal instalado o es deficiente, los
equipos electrónicos sufrirán daños irreparables si se presenta una descarga atmosférica. También se puede
garantizar de forma absoluta que el código eléctrico es un libro muy difícil de leer y presenta interpretaciones
erróneas.
A continuación se detallan los principales aspectos a considerar, los cuales se deben tomar en cuenta cuando se
diseña un sistema de tierras.
8
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
1.2
Descripción
La tierra física es una conexión de seguridad humana y patrimonial que se diseña en los equipos eléctricos y
electrónicos para protegerlos de disturbios o transitorios imponderables, por lo cual pudieran resultar dañados.
Dichas descargas surgen de eventos imprevistos tales como los fenómenos artificiales o naturales como,
interferencia electromagnética, descargas atmosféricas y errores humanos.
La instalación a “Tierra Física” se realiza con el fin de que las descargas fortuitas ya mencionadas, sean
confinadas en forma de ondas para que se dispersen en el terreno subyacente y de esa forma sean “disipadas”,
los cero volts entre cargas atmosféricas (Neutro-Tierra-Masas) no necesariamente es cierta, pues según
mediciones llevadas a cabo con equipo de mediana y alta tecnología, existen zonas de disipación de descargas
que tienen voltajes muy superiores a cero, donde lo que se supone que debe de ser de protección humana o a
equipo eléctrico y/o electrónico, se convierte en un punto alto de riesgo con consecuencias impredecibles.
Hay lugares en los que dicha diferencia de potencial llega a ser tan alto que se han logrado Mediciones entre
neutro y tierra física (desde 5 o más voltios C.A.), lo cual significa que entre el cable que se supone que tiene
voltaje cero y la tierra que también lo debe tener, existe un potencial de tal magnitud que bien se podría
comparar con la necesaria para que trabajen los aparatos domésticos como refrigeradores, televisores,
licuadoras, hornos de microondas, computadoras, etc.
Este fenómeno detectado se presenta por la cantidad de descargas eléctricas, magnéticas y de ondas hertzianas
que se obtienen por una incorrecta disipación a tierra y que “saturan” a los conductores de puesta a tierra.
En la actualidad se requiere de la colocación de varillas de conducción para la tierra física de las instalaciones
eléctricas de cualquier tipo; sin embargo, si son depositadas en una superficie pequeña (cercanas entre sí), los
flujos de corriente utilizarán las mismas trayectorias de salida para la disipación y con ello se reducirá la
capacidad de conducción del suelo.
Se busca que el sistema de protección tenga las características de un electrodo magnetoactivo integral de
mayor transmisión de corriente cuyas características nos permitan asegurar los siguientes beneficios:
* Mejora de la eficiencia del transformador.
* Incremento del transporte de energía eléctrica.
* Mayor vida efectiva para los bancos de capacitores.
* Incremento de la eficiencia del neutro.
* Eliminación de diferencias de potencial entre los gabinetes de distribución y el
Transformador; y en general en toda la red de distribución eléctrica.
* Baja temperatura en transformadores y motores.
* Impedancia baja y efectiva a tierra.
9
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
1.3
Sistema de tierras.
Un sistema de tierras es un conjunto de conductores, electrodos, accesorios, etc. Que interconectados
eficazmente entre sí tienen por objeto conectar a tierra las cubiertas y otras partes metálicas de los equipos, así
como aquellos elementos de los circuitos que lo requieran.
La unión eléctrica con la tierra de una parte de un circuito eléctrico o de una parte conductora no perteneciente
al mismo, se efectúa mediante la instalación de una puesta a tierra, es decir “es el conjunto formado por
electrodos y líneas de tierra de una instalación eléctrica.
La red de puesta a tierra estará constituida por uno o varios electrodos enterrados, por las líneas de tierra que
conectan dichos electrodos a los electrodos del circuito intencionalmente puesto a tierra.
Para cumplir con las especificaciones mínimas para un sistema de tierra, se deben tomar en cuenta las
siguientes características.
La malla debe estar constituida por cables de forma paralela y perpendicularmente, con un espaciamiento
adecuado a la resistividad del terreno y preferentemente formando retículas cuadradas.
Los cables que forman la malla deben colocarse preferentemente a lo largo de las hileras de estructuras y
equipos.
En cada cruce de conductores de la malla estos deben conectarse rígidamente entre si y en los puntos
adecuados conectarse a electrodos de tierra clavados verticalmente.
Donde sea posible, construir registros en los mismos puntos y como mínimos en los vértices de la malla.
La función principal del sistema de tierras.
La importancia principal radica en proteger la vida humana contra los riesgos naturales que representa el uso y
suministro de energía eléctrica.
En forma simplificada se pueden mencionar como problemas comunes en los sistemas de tierras los siguientes.

Altas tensiones transitorias.

Descargas electrostáticas.

Ruido en los sistemas electrónicos.
Los sistemas de tierras se componen de los elementos que van enterrados directamente, en contacto directo
con el suelo, el cual por lo general está húmedo, estos elementos se ven atacados por la corrosión.
Así es común encontrar redes de tierras que no funcionen en forma adecuada porque algunos de sus elementos
se han corroído. Entre los casos más comunes donde se presenta la corrosión están, lugares donde se rectifica
la corriente, como centros de cómputo, trolebuses, etc. lugares cercanos a aguas residuales, ya que a esta agua
se le agregan substancias químicas que atacan a los metales y al cobre, sin embargo, un metal enterrado tiende
a corroerse con el transcurso del tiempo.
10
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
1.4
Tipos de falla en un sistema eléctrico
Las fallas eléctricas llevan a un sistema eléctrico a condiciones anormales de operación, con voltajes y
corrientes eléctricas elevadas en ciertos puntos del sistema las cuales se pueden evitar utilizando diversos
equipos de protección.
Las fallas eléctricas que pueden ocurrir en un equipo de protección son como se muestran en las figuras. 1.1,
1.2, 1.3, 1.4, 1.5,y 1.6
Dónde:
A= Fase A
B= Fase B
C= Fase C
N= Neutro
Figura 1.1 Falla entre dos fases
Figura 1.2- Falla entre tres fases
11
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Figura 1.3- Falla entre una fase y tierra
Figura 1.4- Falla entre dos fases y tierra
12
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Figura 1.5- Falla entre una fase y tierra
a través de una impedancia
Figura 1.6-
Falla entre tres fases y tierra
13
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
1.5
Componentes de un sistema de puesta a tierra
La puesta a tierra del equipo está compuesto por:
1. Electrodo de puesta a tierra
2. Conductor del electrodo de puesta a tierra
3. Conductor de puesta a tierra del equipo
4. Puentes de unión
Definiciones:
Electrodo de puesta a tierra
El término electrodo se utiliza para identificar las terminales de una batería, las cuales indican la trayectoria
para la circulación de los electrones dentro y fuera de una batería. El electrodo de tierra de una instalación
eléctrica es el medio por el cual los electrones entran a la tierra. Por tanto es la instalación de una
terminal para facilitar la entrada de los electrones a tierra.
Conductor del electrodo de puesta a tierra
El conductor del electrodo de tierra se define como: El conductor (cable) que conecta directamente al
electrodo de puesta a tierra. Uno muy importante es el Xo del transformador al electrodo de puesta a tierra. El
propósito primario del conductor del electrodo de tierra es conectar el electrodo de puesta a tierra, este está de
definido por la normatividad vigente.
Conductor de puesta a tierra del equipo
El conductor de puesta a tierra del equipo es el que se conecta del tablero de servicio hasta los elementos
finales como receptáculos, armazón de lámparas etc.
Puentes de unión
Se considera puente de unión aquel que sea necesario para asegurar la continuidad eléctrica y la capacidad de
conducir con seguridad cualquier corriente eléctrica que pudiera producirse por falla a tierra.
Puente de Unión Principal. La unión o conexión del conductor puesto a tierra con el conductor de puesta a
tierra en el equipo de desconexión principal.
En la Figura 1.7 tenemos los componentes de un sistema de puesta a tierra.
14
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
La puesta a tierra del equipo
7. Conductor
Puesto a tierra
4. Puente
de unión
principal
2. Conductor
del electrodo
de puesta a
tierra
6. Puente de
unión, equipo
5. Puente de
unión
3. Conductor de puesta a tierra del equipo
1. Electrodo de puesta a tierra
Figura 1.7 Componentes de un sistema de puesta a tierra.
15
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
1.6
Conceptos básicos de la puesta a tierra.
Se asume que el planeta Tierra tiene un potencial cero, que puede ser un excelente o pésimo conductor
eléctrico, esto dependerá del grado de humedad, del tipo de terreno que puede ser orgánico, arenosa, arcilloso,
rocoso, roca volcánica, etc.
Al asumir que el planeta Tierra tiene un potencial cero, todas las partes metálicas que normalmente no
transportan energía eléctrica de los equipos eléctricos, deben igualarse al potencial del planeta Tierra, para que
no exista una diferencia de potencial que pudiera representar un peligro a los seres humanos.
Los conceptos básicos para el entendimiento de la puesta a tierra, se basan en el funcionamiento normal de un
circuito eléctrico y aplicando la LEY DE OHM.
La ley de Ohm es la siguiente:
La corriente eléctrica que circula en un circuito eléctrico es directamente proporcional a la tensión, e
inversamente proporcional a la resistencia eléctrica.
I = V/R
Dónde:
I = Amperes V = Volts R = Resistencia
Condiciones de operación de un circuito eléctrico.
A) Se tiene el siguiente circuito eléctrico en funcionamiento normal.
El circuito eléctrico tiene una alimentación eléctrica de 120 Volts, el cual alimenta una carga de 30 Ohms con
un conductor de tamaño nominal No.14 AWG con una capacidad de corriente de 15 Ampéres, de acuerdo a la
tabla 310-16 de la NOM vigente.
Calculando la corriente aplicando la Ley de Ohm, se obtiene una corriente de 4 Amperes, con lo que el circuito
eléctrico funcionará normalmente.
Si el mismo circuito eléctrico alimenta a una carga de 12 Ohms, a 120 Volts, calculando la corriente por la Ley
de Ohm, se obtiene una corriente de 10 Amperes, con lo que el circuito eléctrico funcionará correctamente.
Como se muestra en la Figura 1.8
16
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Carga
12 Ohms
30 Ohms
Cálculo de
corriente I
la
I=120/12=10A
I=120/30=4A
Figura 1.8- Circuito eléctrico operando correctamente.
B) Circuito eléctrico funcionando con sobrecarga
.
Carga
5 Ohms
Figura 1.9- Circuito eléctrico operando con sobrecarga.
Conductor que alimenta a la carga es de calibre 14 AWG
Capacidad de corriente del conductor = 15 A
Calculo de la corriente:
I = 120 / 5 = 24 Amperes
Como se muestra en la Figura 1.9
17
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
C) Circuito eléctrico con corto circuito entre fase y neutro
Carga
0.6 Ohms
Figura 1.10- Circuito eléctrico con corto circuito.
Conductor que alimenta a la carga es de calibre 14 AWG
Capacidad de corriente del conductor = 15 A
Calculo de la corriente:
I = 120 / 0.6 = 200 Amperes
Con la corriente circulante de 200 amperes el dispositivo de protección contra sobrecorriente debe operar para
proteger el conductor y liberar la falla de fase a neutro. Como se muestra en la Figura 1.10
18
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Circuito eléctrico con falla a tierra
Dispositivo de
sobrecorriente de 15A
Tubería metálica
Falla de Fase a
el envolvente
Transformador
Delta - estrella
Tablero eléctrico
Carga
Con caja metálica
Corriente =?
Tensión=?
Resistencia=?
Figura 1.11 Circuito eléctrico con falla a tierra
En la figura 1.11 tenemos una fuente de alimentación eléctrica por medio de un transformador, sólo se indica
el secundario en conexión en estrella no puesta a tierra, por lo que se obtiene un neutro flotante.
Se alimenta un gabinete metálico con un interruptor automático con una fase y un neutro. De dicho gabinete se
alimenta una carga eléctrica por medio de 2 conductores, fase y neutro, instalados en una canalización
metálica, la cual hace un contacto efectivo con el gabinete del interruptor automático Y la caja metálica de la
carga.
La tubería (conduit) metálica se utiliza como conductor de puesta tierra.
Si ocurre un contacto eléctrico entre el conductor de fase y la canalización metálica, está quedará energizada.
Si una persona hace contacto con la tubería metálica y con el terreno natural, en el momento en que la tubería
(conduit) metálica está energizada, la corriente eléctrica no circulará a través de la persona, debido a que el
transformador de alimentación no tiene ninguna conexión con el terreno natural. Por lo tanto la persona no
cerrará el circuito eléctrico.
19
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
La corriente eléctrica de falla debe regresar a su lugar de origen, en este caso no existe una trayectoria para
llegar a su origen.
El dispositivo de protección contra sobrecorriente
no opera y existe la situación de peligro
Dispositivo de
sobrecorriente de 15A
Tubería metálica
Transformador
Delta - estrella
Falla de Fase a
el envolvente
Con 10 Ohms en la
trayectoria
Tablero eléctrico
Carga
Con caja metálica
Calculo de corriente
I = 120 / 10
I =12 A
Figura 1.12- Dispositivo de protección contra sobrecorriente inoperante
En la figura 1.12 tenemos una fuente de alimentación eléctrica por medio de un transformador. Sólo se indica
el secundario en conexión en estrella con el punto central puesto a tierra, por lo que se obtiene un neutro
sólidamente puesto a tierra.
Se alimenta a un gabinete metálico con un interruptor automático con una fase y un neutro. De dicho gabinete
se alimenta una carga eléctrica por medio de 2 conductores fase y neutro, instalados en una canalización
metálica la cual hace un contacto efectivo con el gabinete del interruptor automático y la caja metálica de la
carga.
La tubería (conduit) metálica se utiliza como conductor de puesta a tierra.
Si ocurre un contacto eléctrico entre el conductor de fase y la canalización metálica, ésta quedará energizada.
Si una persona hace contacto con la tubería metálica y con el terreno natural en el momento en que la tubería
20
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
(conduit) metálica se encuentra energizada, la corriente eléctrica circulará a través de la persona, debido a que
el transformador de alimentación se encuentra puesto a tierra, por lo que la persona cerrará el circuito eléctrico
a través del terreno natural.
Dispositivo de
sobrecorriente de 15A
Trayectorias de la corriente de falla a tierra
Tubería metálica
Transformador
Delta - estrella
Falla de Fase a
el envolvente
Con 10 Ohms en la
trayectoria
Tablero eléctrico
Carga
Con caja metálica
Calculo de corriente
I = 120 / 10
I =12 A
Terreno natural
Figura 1.13- Trayectoria de la corriente
En la figura 1.13 se observa que la persona al tener contacto con la tubería (conduit) metálica con la mano,
forma un nodo y por la persona circulará la corriente eléctrica de falla de fase a tierra, debido al contacto de
sus pies con el terreno natural.
Recordando que la corriente eléctrica de falla de fase a tierra debe de regresar a su lugar de origen, la
trayectoria que tomará la corriente de fase a tierra será a través del cuerpo humano, terreno natural, electrodo
de puesta a tierra, conductor del electrodo de puesta a tierra, conductor de fase, dispositivo de protección
contra sobrecorriente, conductor de fase y tubería (conduit) metálica.
21
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
El terreno natural puede ser un excelente o pésimo conductor, dependiendo de la resistividad eléctrica; es por
esta razón que el terreno natural (tierra) no se deberá de utilizar como único conductor de puesta a tierra.
Calculando la corriente al aplicar la Ley de Ohm, se considera que la trayectoria de puesta a tierra tiene una
impedancia de 10ohms. Se obtiene entonces una corriente de 12 Amperes. Con este valor de corriente el
dispositivo de protección contra sobrecorriente no operara y no liberará la falla, por lo que la persona se
encuentra en peligro de muerte, debido a que circulará una corriente eléctrica por su cuerpo por tiempo
indefinido.
El dispositivo de protección contra sobrecorriente
Opera y libera la falla y el peligro desaparece
Tubería metálica
Transformador
Delta - estrella
Con barra de
puesta a tierra y
puente de unión
principal
Dispositivo de
sobrecorriente de 15A
Falla de Fase a
el envolvente
Carga 10 ohms
Con caja metálica
Calculo de corriente
I = 120 / 1.6 ohms
I = 75 A
Terreno natural
Figura 1.14- Puesta a tierra del neutro e instalación del puente de unión principal.
22
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
En la figura 1.14 tenemos el mismo circuito eléctrico, ahora se instalará un electrodo de puesta a tierra en el
primer medio de desconexión de la instalación eléctrica, en donde se instalará un conductor del electrodo de
puesta a tierra que se unirá con el conductor puesto a tierra de la acometida y se unirá con el gabinete metálico.
A esta unión se le llama PUENTE DE UNION PRINCIPAL.
La tubería (conduit) metálica se utilizará como conductor de puesta a tierra.
Si ocurre un contacto eléctrico entre el conductor de fase y la canalización metálica provocará una falla de fase
a tierra. Si una persona hace contacto con la tubería metálica y con el terreno natural, en el momento en que
ocurre la falla de fase a tierra, la mayor parte de la corriente eléctrica de falla a tierra circulará a través de la
tubería (conduit) eléctrica y una menor parte de la corriente de falla a tierra por la persona debido a que el
transformador de alimentación se encuentra puesto a tierra, por lo que la persona cerrará el circuito eléctrico a
través del terreno natural.
Como podemos observar en las figuras anteriores 1.11, 1.12, 1.13 y 1.14 se determina que:
La mayor parte de la corriente de falla de fase a tierra circulará por la tubería (conduit) metálica, que presenta
una trayectoria de menor impedancia para la corriente de falla de fase a tierra.
Recordando que la corriente eléctrica de falla de fase a tierra debe de regresar a su lugar de origen, la
trayectoria de menor impedancia que tomará la corriente de fase a tierra será a través de la tubería (conduit)
metálica, puente de unión principal, conductor puesto a tierra de la acometida, conductor de fase, dispositivo
de protección contra sobrecorriente, conductor de fase y tubería (conduit) metálica.
La otra trayectoria de mayor impedancia de retorno de la falla de fase a tierra a su lugar de origen será por el
cuerpo humano, terreno natural, electrodos de puesta a tierra, conductor del electrodo de puesta a tierra,
conductor puesto a tierra.
Calculando la corriente al aplicar la Ley de Ohm, se considera que la trayectoria de puesta a tierra tiene una
impedancia de 1,6 Ohms; se obtiene una corriente de 75 Amperes, con este valor de corriente el dispositivo de
protección contra sobre corriente deberá de operar y liberar la falla de fase a tierra, por lo que la persona no se
encontrará en peligro de muerte.
La función que tiene el puente de unión principal es la de unir el conductor de puesta a tierra y el conductor
puesto a tierra de la acometida, para que la corriente de falla de fase a tierra llegue a su origen
Si el puente de unión principal se omite, la corriente de falla de fase a tierra no tendrá una trayectoria efectiva
de menor impedancia por lo que la instalación eléctrica puede quedar en peligro de incendio y las personas que
tengan contacto con las partes metálicas de la instalación eléctrica pudieran estar en peligro de muerte.
23
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
1.7
Moldeo del cuerpo humano.
Para entender las técnicas analíticas que involucran la puesta a tierra, es necesario entender las características
de la parte más importante del circuito: EL CUERPO HUMANO.
Una persona normal puede soportar una corriente de 1 miliamper.
Las pruebas a lo largo del tiempo han establecido que los efectos de una descarga eléctrica son el resultado de
la corriente y no del voltaje.
10-25 miliamperes -causan dolor muscular.
100 _ miliamperes - causan fibrilación ventricular.
Altas corrientes pueden parar el corazón completamente o causar quemaduras eléctricas severas.
Los efectos de la corriente eléctrica pasando a través de las partes vitales del cuerpo humano dependen de la
duración, magnitud Y frecuencia de la corriente.
La consecuencia más peligrosa es exponer al corazón a una fibrilación ventricular, el resultado inmediato es
que no habrá circulación de sangre.
Los humanos somos muy vulnerables a los efectos de la corriente eléctrica a 50 y 60 Hz.
Las corrientes de 0,1 Amperes pueden ser fatales.
De acuerdo a los estudios realizados durante largo tiempo, se ha concluido que el cuerpo humano puede tolerar
una corriente de 25 Hz y aproximadamente 5 veces más la corriente directa.
A frecuencias de 3000-10 000 Hz, las corrientes altas pueden ser toleradas.
En algunos casos también el cuerpo humano puede ser capaz de tolerar altas corrientes debido a las descargas
atmosféricas.
Los efectos fisiológicos más comunes son, contracción muscular, inconsciencia, fibrilación del corazón,
bloqueo del nervio respiratorio y calcinación.
La corriente de 1 miliamper generalmente se percibe, esto es, es la magnitud de la corriente que la persona
puede justamente soportar con una sensación en sus manos o dedos causados por el paso de la corriente.
Corrientes de 1 a 6 mAl
Corrientes de 9 a 25 mAl
La corriente eléctrica puede llevar directamente a la muerte, por lo que es importante conocer la naturaleza de
los peligros eléctricos.
Las tres más importantes fuentes de muerte son descarga eléctrica, arco de corriente, Y
sofocación/envenenamiento.
24
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Conceptos básicos del cuerpo humano:
Por la ley de ohm la magnitud de la corriente es directamente proporcional al voltaje.
I=V/R
Es por eso que los accidentes en media tensión son 10 veces mayores que para baja tensión.
Figura 1.15- Camino de la corriente de mano derecha a pie derecho.
Así por la Ley de Ohm, la magnitud de la corriente es inversamente proporcional a la resistencia.
La resistencia de la piel humana varía en función del contenido de humedad en las capas internas y externas
del cuerpo humano.
El contenido de la humedad cambia con la temperatura ambiente, cansancio, alta humedad y ansiedad.
Como se muestra en la figura 1.15 Los valores típicos de la resistencia de la piel, están en el rango de:
Piel húmeda = 500 ohms
Piel seca = 300 000 ohms
25
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Trayectoria de la corriente eléctrica del cuerpo humano.
Figura 1.16- Camino de la corriente de mano izquierda a mano derecha
En la figura 1.16 nos muestra la trayectoria de la corriente eléctrica por el cuerpo humano, el efecto
ocasionado por el paso de la corriente a través del cuerpo húmedo, está en función de la magnitud de la
corriente y de la duración del paso de la corriente, cuando la corriente fluye a través del tejido esta causara
calentamiento.
Las pruebas han demostrado que el tejido húmedo es destruido a 52.24 °C.
La magnitud de la corriente tolerable (IB), que pasa a través del corazón está definida por:
IB = 0.116/ Es
Dónde: Es= Tiempo de duración de la corriente expuesta.
Constante= 0.116 se refiere a personas con un peso aproximado de 50 Kg.
Constante= 0.157 se refiere a personas con un peso aproximado de 70.3 Kg.
La duración del contacto con las partes energizadas trae efectos en la velocidad a la cual el tejido es destruido.
Cuando esto ocurre la resistencia de la piel decae y la corriente se incrementa.
La trayectoria de la corriente de mano derecha a mano izquierda, ocasiona que la corriente pase directamente
al corazón.
26
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
La trayectoria de la corriente es muy importante porque los órganos pueden ser afectados.
Trayectoria de la corriente de mano izquierda y pie izquierdo.
Figura 1.17- paso de la corriente por el corazón
En la Figura 1.17 la trayectoria de la corriente de mano izquierda a pié izquierdo, ocasiona que la corriente
pase por el corazón
Trayectoria de la corriente de mano derecha a pie derecho
Figura 1.18-Paso de la corriente sin tocar signos vitales del cuerpo.
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SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
En la Figura 1.18 La trayectoria de la corriente de mano derecha a pié derecho, es por mano – hombro, y esto
no es crítico, porque la corriente no pasa por el corazón
Trayectoria de la corriente de pie izquierdo a pie derecho
Figura 1.19- Paso de la corriente por partes criticas del cuerpo
La trayectoria de la corriente de pié derecho a pié izquierdo, resulta que la corriente pase a través de partes
críticas del cuerpo y son vitalmente importantes, como se muestra en la Figura 1.19
La resistencia interna de los tejidos del cuerpo, no incluyendo la piel, es aproximadamente 300 ohms.
La resistencia de contacto de mano a mano es de: 2 330 ohms
La resistencia de contacto de mano a pié es de: 1 130 ohms
Un valor de 1000 ohms es seleccionado para el cálculo, representando la resistencia del cuerpo humano de
mano a mano, mano a ambos pies y de pié a otro pié. R= 1000 ohms
28
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
1.8 Tipos de suelo y su resistividad.
El factor más importante de la resistencia a tierra no es el electrodo en sí, sino la resistividad del suelo mismo,
por ello es requisito conocerla para calcular y diseñar la puesta a tierra de sistemas.
En los sistemas de tierra con neutro a tierra el suelo se comporta como un conductor, más aun, el suelo es “n”
conductor, las características del suelo son tan diferentes en este aspecto, que hay suelos que no conducen la
electricidad, es decir, son aislante, por otro lado hay suelos que son buenos conductores de la electricidad
como suelos húmedos.
Para conocer que tan buen conductor de la electricidad es el suelo, es necesario conocer su resistividad o
resistencia específica, las rocas, la arena y suelos secos tienen una alta resistividad es decir, no conduce la
electricidad, los suelos con alto contenido de humedad tienen baja resistividad.
Resistividad del suelo.
La resistividad también conocida como resistencia específica, es la propiedad que tiene el suelo para conducir
electricidad, la cual está determinada por el tipo de suelo, el contenido de humedad del mismo, su composición
química y la temperatura entre otros factores. La resistividad se mide en ohm-metro, ohm-centímetro, etc.
Existen dos formas para determinarla, una es empírica mediante tabulación y conocimiento del terreno y otra
efectuando la medición directamente en el terreno.
Las zonas superficiales en las que se instalan las redes de tierra tampoco son uniformes y, además, están
afectadas fuertemente por los cambios climatológicos, lluvias y heladas. Todo ello hace que la resistividad sea
muy variable de un lugar a otro y pueda resumirse en que la modifican, de manera muy notable, los siguientes
factores del terreno son:
a) La composición.
b) Las sales solubles y las concentraciones.
c) El estado higrométrico.
d) La temperatura.
e) La granulometría.
f) La compacidad.
g) La estratigrafía.
Por otro lado, la composición de la tierra, incluso en un lugar determinado, es muy heterogénea, presentándose
capas, bolas, depósitos, etc.
29
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Sales solubles y su concentración.
Al ser aislantes los principales componentes del terreno, la conductividad del suelo es esencialmente de
naturaleza electrolítica, esto es, la conducción de corriente tiene lugar, principalmente a través de electrolito
formado por sales y el agua habitualmente contenida en el terreno.
Estado higrométrico del terreno.
El contenido de agua y grado de humedad del terreno influye, de forma apreciable sobre su resistividad. Su
valor no es constante, ya que varía con el clima, época del año, naturaleza del subsuelo, la profundidad
considerada y la situación del nivel freático pero rara vez es nulo, incluso al referirse a zonas desérticas, es
decir cuando la humedad del terreno varié considerablemente de unas épocas del año a otras, se tendrá en
cuenta esta circunstancia al dimensionar y establecer el sistema de tierra. Se puede usar recubrimientos de
gravas para conservar la humedad del suelo.
Temperatura.
La resistividad del terreno aumenta a medida que desciende la temperatura y al alcanzarse los cero grados
centígrados, hasta el punto que a medida que es mayor la cantidad de agua en estado de congelación se va
reduciendo el movimiento de los electrolitos, es decir: “al alcanzar el suelo temperaturas inferiores a los cero
grados centígrados aumenta mucho su resistividad. Por ello en zonas con peligro de heladas los electrodos se
entierran a una profundidad que no alcance esa temperatura o se tendrá en cuenta esta circunstancia en el
cálculo.” Se deberá tener presente la influencia de las heladas para determinar la profundidad de la instalación
de los electrodos.
Granulometría.
Es un elemento importante que influye a la vez sobre la porosidad y el poder retenedor de humedad y también
sobre la calidad de contacto con los electrodos, esta es la razón de que el valor de la resistividad de la grava
sea superior al correspondiente a la arena y que el de esta supere al de la arcilla.
Los suelos de grano grueso (grava, guijarros, etc.) se prestan mal al establecimiento de buenas redes de tierra,
circunstancia que se puede paliar rodeando la superficie de los electrodos de un cierto espesor de tierra fina o
de otro material relativamente conductor.
Compacidad.
La resistividad se ve también afectada por el grano (grava) de compactación del terreno, disminuyendo al
aumentar este, es decir. “se procura utilizar las capas de tierra más conductoras, haciéndose la colocación de
electrodos con el mayor cuidado posible en cuanto a la compactación del terreno.
30
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Estratigrafía.
La resistividad total de un terreno es la resultante de las correspondientes a las diversas capas que lo
constituyen, que la resistividad de las capas superficiales de un terreno presente variaciones estacionales bajo
el efecto del hielo y la resequedad (que la aumentan) o de la humedad (que la disminuye), esta acción puede
hacerse notar hasta una profundidad de varios metros en condiciones climáticas extremas y prolongadas. Por
lo tanto se debe tener en cuenta variaciones de resistividad del terreno en el establecimiento de una red de
tierras enterradas a una profundidad del orden de un metro.
Contenido de humedad y sales.
Estos aspectos son el más importante para que un suelo sea conductor de la electricidad y el porciento de agua
del suelo depende del contenido de arcilla, material orgánico, clima, lugar, época del año, etc.
La arena no retiene la humedad y como resultado tiene una resistividad muy alta, las arcillas retienen la
humedad y son conductores de la electricidad, por ejemplo el caso de la bentonita, que es una arcilla que
retiene agua y varía su volumen.
El agua con alto contenido de sales es buena conductora de la electricidad, por el contrario el agua sin sales
(agua destilada) es poco conductora por lo que se puede decir que entre mayor contenido de sales tenga el
suelo húmedo mayor conducción de electricidad tendrá
En la tabla 1.1 se especifica el valor medio de la resistividad en Ω-m para diferentes tipos de terrenos.
Tabla 1.1 Valores Típicos de Resistividades
Tabla extraída del libro PUESTA A TIERRA DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS Rogelio García Márquez
Alfaomega marcombo, página 14.
31
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
1.9
Descargas Atmosféricas
Introducción.
Las sobretensiones de origen atmosférico son una de las principales causas de fallas en redes de energía
eléctrica. Las sobretensiones en redes de distribución de bajo voltaje son clasificadas en sobretensiones
temporales y sobretensiones transitorias. Las sobretensiones temporales con una frecuencia de 60 Hz., con
duración de varios milisegundos. Las sobretensiones transitorias con frecuencias mayores a 60 Hz., con
duración de algunos milisegundos. Dentro de ésta última se encuentran las originadas por descargas
atmosféricas, que tienen una duración menor a medio ciclo.
Las descargas atmosféricas son una potente fuente de impulsos transitorios y es la fuente más severa. Esta es
causada por la atracción de cargas positivas y negativas en la atmósfera dando como resultado la construcción
de una descarga de energía eléctrica. Nos concretaremos en como las descargas atmosféricas causan
sobretensiones transitorias que aparecen sobre los sistemas de distribución de energía eléctrica.
La descarga atmosférica
Existen dos formas en que se producen las descargas atmosféricas: nube a tierra y entre nubes.
La descarga de nube a tierra comienza con un plasma altamente ionizado, llamado trazador descendente, el
cual se propaga de la nube hacia tierra. Cuando el trazador descendente se encuentra a unos 50 m de alcanzar
tierra, otra descarga eléctrica, llamada trazador ascendente, se propaga desde tierra hacia arriba estableciendo
un canal de conducción entre la tierra y el trazador descendente. En este momento un arco de corriente,
llamado descarga de retorno, fluye de tierra por el canal ionizado hacia la nube. La descarga de retorno
produce una luminosidad intensa. Al final de la descarga de retorno, fluye en el canal una corriente del orden
de 100A.
Esta corriente tiene una duración de algunos milisegundos. Después de algunas decenas de milisegundos o
más, otros trazadores viaja por el canal de descarga hacia tierra produciendo una segunda descarga,
repitiéndose este proceso varias veces. El evento completo es llamado rayo. Un rayo contiene entre tres y
cinco retornos.
Rutas de conducción para las descargas atmosféricas.
La ruta más obvia de conducción es por impacto directo al cable de fase, ya sea en el lado primario o en el
secundario produciendo grandes sobretensiones. Esta no es la única manera en que las descargas entran a las
instalaciones y causan daño.
El transitorio es conducido varios kilómetros a lo largo de la línea (alimentador) y causa múltiples flameos en
los postes cuando este pasa por ellos, como se muestra en la Figura 1.20
32
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Figura 1.20- Trayecto de la corriente en líneas aéreas.
Sin embargo, la descarga no tiene que impactar a un conductor para inyectar un impulso de voltaje sobre el
sistema de potencia. Si la descarga atmosférica impacta cerca de la línea se inducirá una sobretensión sobre
ella.
Algunos de los transitorios causados por las descargas atmosféricas entran a la carga a través de la
capacitancia que existe entre los devanados del transformador de servicio y son de corta duración, como se
muestra en la Figura 1.21
El grado de acoplamiento capacitivo depende del diseño del transformador. Es posible que la capacitancia
entre devanado y tierra sea mayor que la capacitancia de devanado a devanado y muchos de los transitorios
son acoplados a tierra más que al devanado secundario.
Figura 1.21- Paso de la corriente a través de los devanados del transformador
33
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Cuando se observa un impulso de larga duración en el lado secundario debido a un impacto en el lado primario
del sistema, la descarga es conducida hacia otro punto a través del apartarrayos instalado en el transformador
dirigiéndose hacia el sistema de aterrizamiento, como se muestra en la Figura 1.22
Un problema en particular se presenta si la carga ofrece un mejor aterrizamiento, así muchos de los transitorios
de corriente fluirán de esta manera a través de los conductores a tierra en las instalaciones del usuario.
Figura 1.22- Paso de la corriente a través de un apartarrayos
Los problemas principales de calidad de la energía debido a impactos de descargas atmosféricas que entran al
sistema de tierra son:
1. Elevación del potencial de la tierra local de varios kV. Por encima de otras. El equipo electrónico sensible
que es conectado entre dos tierras de referencia, llega a fallar cuando está sujeta a éste tipo de descargas.
2. Se inducen altos voltajes en los conductores de fase cuando los transitorios de voltaje pasan a través de los
conductores de tierra.
Como podemos resumir entendiendo lo descrito anteriormente, tenemos que:
Los voltajes inducidos en los sistemas eléctricos resultan del potencial existente entre la nube y la tierra.
Cuando se rompe el dieléctrico entre la nube y la tierra, se desarrollará una corriente de descarga.
Estas corrientes van de unos cientos de Amperes a más de 100 KA, la duración es rápida, del orden de 50 a
100 microsegundos.
Los niveles grandes de corriente asociados a la descarga atmosférica en la tierra crean un volumen ionizante
dentro de la tierra (región ionizante). Esta región es de particular importancia en el impacto de la descarga
atmosférica sobre los circuitos electrónicos cercanos y/o de los cables conductores.
Las descargas eléctricas entre nubes pueden inducir transitorios en los conductores enterrados o aéreos.
34
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
La proximidad de los equipos y circuitos a un evento de descarga atmosférica pueden producir campos
electromagnéticos destructivos a una distancia de 6 a 9 mts, debido a que los voltajes de descarga están entre 5
a 40 kV y los niveles de energía tienden a ser de orden de unidades de milijoules hasta cientos de milijoules.
Los circuitos electrónicos que físicamente están cercanos, pero que no están en contacto directo con la
trayectoria de la descarga atmosférica, pueden tener interferencias con la señal de proceso y siempre en peligro
cuando ocurre una descarga atmosférica.
Problemas ocasionados por el uso de electrodos aislados y una descarga atmosférica.
Como podemos observar, las descargas atmosféricas son de suma importancia a considerar para cualquier tipo
de instalaciones eléctricas, ya que su eventualidad en el inmueble, cerca o lejos del puede llegar a generar una
gran diferencia de potencial, misma que afecta a todos los sistemas eléctricos y pone en riesgo la vida de las
personas, así mismo en inmuebles de almacenamiento de combustible como es este el caso, se debe de tener
un especial cuidado en el diseño del sistema de puesta a tierra para el aterrizaje de todos los equipos eléctricos,
electrónicos y estructuras metálicas no dispuesta a ser conductores eléctricos.
En concordancia con la normatividad vigente tenemos.
Si se tienen electrodos aislados en un mismo inmueble, pueden aparecer diferencias de potencial grandes y
ocasionar daños catastróficos. Con respecto a la Figura 1.23, se tiene una alimentación eléctrica 1 la cual
abastece a las cargas A y B, la fuente 2 alimenta a la carga C, los electrodos del sistema 1 y del 2 están
aislados, mientras que las cargas A, B y C están unidas por medio de cables de comunicación. Una descarga
atmosférica ocasionaría que los gabinetes A y B se elevaran miles de volts como ya se ha mencionado
anteriormente, con respecto al gabinete C, esta diferencia de potencial pondría en peligro la vida humana y el
equipo.
Figura 1.23- Sistema de electrodo aislado.
35
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Supongamos que el electrodo de un pararrayos y el electrodo de la alimentación eléctrica de un inmueble no se
unen. Primera violación a la NOM-001-SEDE-2012 En caso de que una descarga atmosférica cayera en el
pararrayos, se tendría que el potencial de todo el equipo metálico unido al conductor de bajada del pararrayos
estaría a un potencial elevado. Mientras que las partes metálicas puestas a tierra del sistema de alimentación
eléctrica, quedarían a potencial de tierra profunda, como se muestra en la figura. Si están próximas partes
metálicas con diferente potencial podría ocurrir arqueo con consecuencias fatales. Con esto, queda demostrada
la necesidad de unir todos los electrodos dentro de un mismo inmueble. Conviene aclarar que se deben unir a
nivel de suelo o tierra y no en otro lugar.
La sección NEC 250-86 prohíbe emplear los conductores de bajada o los electrodos del sistema de pararrayos
en lugar de los electrodos artificiales de la sección. La misma sección indica que esta prohibición no significa
que los electrodos de distintos sistemas no se deban unir. Indica que la unión de los electrodos de los distintos
sistemas limitará las diferencias de potencial entre los electrodos y los alambrados asociados. La sección 25081 de la NOM-001-SEDE-2012 da los detalles de la unión del sistema de tierras de alimentación eléctrica con
los otros sistemas de tierra. (Pararrayos, cable, comunicaciones y teléfono).
A continuación se describe textualmente el artículo mencionado de la NOM-001-SEDE-2012, donde podemos
apreciar claramente los requisitos obligatorios para la interconexión de los distintos sistemas de puesta a tierra.
250-81. Sistema de electrodos de puesta a tierra. Si existen en la propiedad, en cada edificio o estructura
perteneciente a la misma, los elementos (a) a (d) que se indican a continuación y cualquier electrodo de puesta
a tierra prefabricado instalado de acuerdo con lo indicado en 250-83(c) y 250-83(d), deben conectarse entre sí
para formar el sistema de electrodos de puesta a tierra. Los puentes de unión se deben instalar de acuerdo con
lo indicado en 250-92(a) y 250-92(b), deben dimensionarse según lo establecido en 250-94 y deben conectarse
como se indica en 250-115.
Se permite que el conductor del electrodo de puesta a tierra sin empalmes llegue hasta cualquier electrodo de
puesta a tierra disponible en el sistema de electrodos de puesta a tierra. Debe dimensionarse de acuerdo con el
conductor para electrodo de puesta a tierra exigido entre todos los electrodos disponibles.
La conexión entre los electrodos se hará independientemente del uso de cada uno.
NOTA: En el terreno o edificio pueden existir electrodos o sistemas de tierra para equipos de cómputo,
pararrayos, telefonía, comunicaciones, subestaciones o acometida, apartarrayos, entre otros, y todos deben
conectarse entre sí.
Así mismo en la NOM-001-SEDE-2012 y en conjunto con la normatividad vigente de PEMEX REFINACION
se determina y es de suma importancia el aterrizaje de los elementos metálicos no dispuestos a ser conductores
eléctricos, para garantizar la conductividad eléctrica a tierra y de esta forma prevenir arcos eléctricos por
diferencias de potencial.
250-78. Unión en áreas peligrosas (clasificadas). Independientemente de la tensión eléctrica del sistema
eléctrico, se debe asegurar la continuidad eléctrica de las partes metálicas no conductoras de equipo,
canalizaciones y otros envolventes en las áreas peligrosas (clasificadas) que define el Artículo 500, por
cualquiera de los medios especificados para las acometidas en 250-72 y que estén aprobados para los métodos
de instalación utilizados.
36
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
1.10 Áreas clasificadas
Es de suma importancia para PEMEX REFINACION determinar la clasificación de áreas peligrosas, ya que
en gran parte de sus plantas y sin dejar de considerar una Terminal de Almacenamiento y Reparto de
Combustible, se manejan elementos petroquímicos que generan gases y vapores altamente explosivos, así
mismo la importancia que se da para determinar el tipo de materiales a utilizar en sus diversas instalaciones y
las medidas de seguridad a tomar para prevenir accidentes y salvaguardar la integridad de la planta y vida
humana.
En este tema solo hablaremos de la importancia que tiene el aterrizar los elementos metálicos para poder dar
un camino seguro y de baja impedancia a las cargas de electricidad estática generadas en el ambiente, estas
cargas estáticas dirigidas a tierra con una diferencia de potencial pueden ocasionar arcos eléctricos, estos arcos
son fatales si son generados dentro de un área de concentración de gases y vapores altamente explosivos, a
estos sitios se les considera, área clasificada.
De acuerdo a lo que comentamos anteriormente podemos determinar que, durante el transporte, descarga,
procesamiento y almacenamiento de sustancias inflamables, derivadas del petróleo (por ejemplo: Benceno,
Alcohol, Acetileno, Gasolina, Diesel, Gas, etc.) así como productos químicos y polvos orgánicos, es inevitable
que ocurran escapes de gases y vapores, o nubes de polvo que, en contacto con el oxígeno de la atmósfera,
pueden producir mezclas de una concentración explosiva.
La ignición accidental de tales mezclas ocasionada, por ejemplo, por una chispa eléctrica o una superficie
excesivamente caliente puede causar una explosión que ponga en peligro la vida humana y los bienes.
Sabemos que para determinar la clasificación de áreas peligrosas de un inmueble en particular, requerimos de
un estudio mucho más detallado, así como la concordancia con las normas aplicables para el tema, en esta tesis
solo hablaremos de algunas de las definiciones que nos interesan saber para determinar el alcance de lo
desarrollado en el proyecto de esta Terminal de Almacenamiento y Reparto de Combustible.
DEFINICIONES
Área(s) cerrada(s) (lugar, espacio, edificio o cuarto): Espacio tridimensional, cerrado en más de 2/3 partes
de la superficie del área del plano proyectado, de tamaño suficiente para el acceso de personal autorizado.
Áreas Clase I: Son aquellas en las cuales están o pueden estar presentes en el aire, gases o vapores
inflamables en cantidades suficientes para producir mezclas explosivas o inflamables.
Áreas Clase II: Son aquellas en las que están presentes polvos combustibles.
Áreas Clase III: Son aquellas en las que están presentes fibras o partículas volátiles fácilmente inflamables,
pero en las cuales es poco probable que dichas fibras o partículas estén suspendidas en el aire en cantidades
suficientes para producir mezclas inflamables.
37
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Áreas (s) no peligrosas (s). En las instalaciones de Petróleos Mexicanos, existen áreas en que la liberación de
sustancias inflamables ocurre tan raramente en algunas operaciones, que no se justifica considerarlas como
áreas peligrosas y son las siguientes:
a) Áreas libremente ventiladas en las que se tengan las sustancias inflamables dentro de sistemas
cerrados de tubería, y que estén formados únicamente por los tubos, conexiones, bridas, medidores y
válvulas pequeñas, siempre y cuando se proporcione un mantenimiento adecuado. En áreas en donde
pueda tenerse un mantenimiento deficiente debe considerarse a las conexiones, bridas, medidores y
válvulas pequeñas como fuentes de peligro.
b) Áreas con ventilación restringida, en las que los sistemas de tubería para las sustancias inflamables no
tengan válvulas, conexiones, bridas ni otros accesorios.
c) Áreas de almacenamiento de gases licuados o comprimidos, o líquidos inflamables en recipientes
sellados, o adecuados a lo establecido por el DOT, siempre que tales recipientes no estén expuestos a
otras condiciones peligrosas.
d) Áreas donde existen permanentemente fuentes de ignición, tales como calentadores de fuego directo o
quemadores, entre otros.
Área(s) peligrosa(s): Es aquella área en cuya atmósfera hay o puede haber presencia de elementos
combustibles o explosivos en cantidades que puedan originar explosión o fuego.
Clase: Localizaciones peligrosas debido a la presencia de productos con características específicas.
Clasificación de áreas: Las áreas se clasifican dependiendo de las propiedades de los vapores, líquidos o
gases inflamables, o de polvos o fibras combustibles o de fácil ignición que pudieran estar presentes, así como
la posibilidad de que se encuentren en cantidades o concentraciones inflamables o combustibles.
División 1: Aquella fuente de peligro que debe considerarse rodeada por un volumen de atmósfera peligrosa.
Si es un área de la División 1, debe considerarse rodeada por un área de la División 2, de extensión suficiente
para garantizar la dilución, hasta concentraciones no peligrosas de los gases inflamables, vapores inflamables
o vapores producidos por líquidos combustibles contenidos en la atmósfera del área de la División 1.
División 2: Es aquella que para fines prácticos, los volúmenes que rodeen a las fuentes de peligro, no
necesariamente deben limitarse por círculos en el plano horizontal, sino que podrán tener la forma de
paralelepípedos rectangulares, orientados según ejes que correspondan a la disposición del equipo de la planta;
pero en ningún caso estos paralelepípedos tendrán dimensiones menores.
Clase I División 1: En donde las concentraciones de gases inflamables, vapores producidos por líquidos
inflamables o vapores producidos por líquidos combustibles, pueden existir bajo condiciones normales de
operación.
38
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
En donde las concentraciones de gases inflamables, vapores producidos por líquidos inflamables o vapores
producidos por líquidos combustibles, pueden existir frecuentemente por la reparación u operaciones de
mantenimiento o por fugas.
En donde debido a fallas de equipo o del proceso, puedan liberarse concentraciones de gases inflamables,
vapores producidos por líquidos inflamables o vapores producidos por líquidos combustibles y puedan
también causar simultáneamente una falla en el equipo eléctrico, que provoque que este se comporte como una
fuente de ignición.
Clase I División 2: Donde se manejan, procesan o se usan gases inflamables, vapores producidos por líquidos
inflamables o vapores producidos por líquidos combustibles que están confinados dentro de un recipiente
cerrado o sistemas cerrados de donde ellos pueden escaparse solo en caso de una ruptura accidental, avería de
los recipientes o sistemas o en caso de operación anormal del equipo.
En donde concentraciones de gases inflamables, vapores producidos por líquidos inflamables, vapores
producidos por líquidos combustibles, son normalmente evitados por medio de una ventilación mecánica.
Estas definiciones son las que requerimos conocer ya que estas son las que el estudio de clasificación de áreas
determino dentro de la terminal.
No damos más extensión al tema de la clasificación de áreas ya que el objetivo de la tesis no es el estudio de la
misma, si no el conocer la importancia del aterrizaje de los elementos estructurales, eléctricos, electrónicos,
elementos de transporte como corros tanque, autos tanque, tuberías etc. Que están dentro del estudio de
clasificación de áreas y son de suma importancia para una Terminal de Almacenamiento y Reparto de
Combustible.
39
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
1.11 Materiales a utilizar
Para PEMEX REFINACION es muy importante el tema de los materiales a utilizar en todas y cada una de sus
construcciones, y los sistemas de puesta a tierra y pararrayos no son la excepción.
A continuación describiremos, brevemente las características técnicas que deben cumplir los materiales para
su instalación en la puesta a tierra y la conexión del sistema de pararrayos a tierra que PEMEX REFINACION
en concordancia con la normatividad vigente nos permite utilizar, para este caso será la Terminal de
Almacenamiento y Reparto de Combustible.
Toda vez que el sistema de puesta a tierra y pararrayos debe proporcionar un medio seguro y eficaz para
drenar las corrientes de falla a tierra, de rayo, estáticas y de retorno, es necesario que se seleccionen los
materiales cuyas características garanticen este objetivo.
Los componentes principales de los sistemas de puesta a tierra y pararrayos son:
a. Electrodos.
b. Conductores de puesta a tierra y de bajada (pararrayos).
c. Conectores a compresión.
d. Conectores mecánicos.
e. Moldes para soldaduras exotérmicas.
f.
Compuestos químicos para el mejoramiento del terreno.
g. Terminal aérea
h. Tubo de concreto.
i. Tubería conduit para protección del cable de puesta a tierra.
j.
Abrazaderas inoxidables y pernos roscados sin punta inoxidables.
k. Material de ignición para fijación de pernos roscados sin punta inoxidables.
Cada elemento del sistema de puesta a tierra y pararrayos debe cumplir con las siguientes características:
a. Resistencia a la corrosión
b. Conductividad eléctrica. (Para 100 por ciento de conductividad de los materiales fabricados con cobre
templado se considera el valor de resistividad proporcionado por ASTM B152 o equivalente.
c. Capacidad de conducción de corriente.
d. Resistencia mecánica.
e. Deben estar libres de compuestos tóxicos que dañen el medio ambiente.
40
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Electrodos tipo varilla.
La varilla debe ser de núcleo de acero estirado en frío con recubrimiento de cobre electrolítico. El espesor del
recubrimiento de cobre debe ser como mínimo de 0,254 mm (10 milésimas de pulgada), el diámetro mínimo
de 16 mm (5/8 in) y la longitud de 3,05 m (10 ft) (solo se acepta la longitud de 2,4 m en terrenos rocosos y
para postes de alumbrado metálicos). Uno de los dos extremos de la varilla debe terminar en punta. La vida
promedio de los electrodos debe ser como mínimo de 30 años. El electrodo debe estar aprobado por UL,
LAPEM (según especificación CFE 56100-16) o algún organismo equivalente.
En la parte superior, las varillas deben tener grabado, de manera indeleble la siguiente información:
a. Nombre o marca del fabricante.
b. Longitud.
c. Diámetro.
d. Logo del organismo verificador a 300 mm a partir del extremo redondo.
El recubrimiento de cobre para diferentes tipos de varillas de acero que se utilizan para los sistemas de puesta
a tierra en las instalaciones de PEMEX, se indican en la tabla 1.2 de acuerdo a UL 467 o equivalente.
Tabla 1.2 Espesores de recubrimiento para electrodos tipo varilla.
Espesor del recubrimiento mm (mil in)
Diámetro mm (in)
Longitud m (ft)
0,254 (10)
16,0 (5/8)
3,05 (10)
19,0 (3/4)
0,254 (10)
3,05 (10)
0,254 (10)
25,4 (1)
3,05 (10)
Tabla extraída de la NRF-070-PEMEX-2011 Sistema de Protección a
Tierra para Instalaciones Petroleras, pag.11
Electrodos químicos.
El electrodo químico debe ser un tubo de cobre o material equivalente, resistente a efectos corrosivos, con
diámetro interno no menor de 50 mm y espesor de 2 mm. En el fondo del tubo una tapa debe proteger el
contenido y, en la parte superior, una tapa removible. La carga química debe consistir de 60 por ciento de
cloruro de sodio y un 40 por ciento de cloruro de calcio o una mezcla equivalente en resistividad que no cause
corrosión al electrodo químico ni sea tóxica para el ser humano y no contamine el ambiente. El llenado de la
carga debe realizarse en el proceso de fabricación.
Los electrodos químicos deben tener grabado como mínimo la siguiente información:
a. Nombre o marca del fabricante.
b. Longitud en m.
c. Diámetro en mm.
d. Logo del organismo verificador.
Los electrodos químicos deben estar aprobados por UL o algún organismo equivalente.
41
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Conductores.
Conductores de cobre desnudos.
Los conductores deben ser fabricados con conductores de cobre electrolítico, con un contenido mínimo de 99,9
por ciento de pureza, cableado concéntrico, temple semiduro, clase B, para cable de la red principal y clase B o
C para cables derivados. La fabricación y las pruebas del conductor deben cumplir con lo establecido en la
normas NOM-063-SCFI-2001, NMX-J-012-ANCE-2008.
Los conductores de bajada que se utilizan para los sistemas de protección contra descargas atmosféricas en las
instalaciones de PEMEX son de clase II.
Clase II: Conductor desnudo, compuesto de conductores de cobre electrolítico, con un contenido mínimo de
99,9 por ciento de pureza, temple suave, dispuestos en pares y cuadretes cableados entre sí. El conductor debe
tener 28 hilos como mínimo, un diámetro mínimo de 13,3 mm y un área transversal mínima de 58,00 mm².
Terminal aérea (Pararrayos).
Las terminales aéreas que se utilizan para los sistemas de protección contra descargas atmosféricas en las
instalaciones de PEMEX son de clase II.
Clase II: La terminal aérea debe ser una pieza sólida de cobre, acero inoxidable o aleaciones de cobre, longitud
no menor de 254 mm y con un diámetro no menor a 16 mm. La parte roscada de la terminal debe tener como
mínimo cinco cuerdas y la cuerda debe ser estándar. La punta de la terminal puede ser en pico o semiesférica.
Conectores mecánicos a compresión.
Los conectores mecánicos a compresión deben ser de cobre o aleación más resistente a la corrosión como es el
caso del bronce al silicio. El cobre debe cumplir con los requerimientos de ASTM B152 o equivalente. Los
conectores deben estar protegidos contra la corrosión por un revestimiento de estaño no menor a 0,25 mm (10
milésimas de pulgada) de espesor. Los conectores a compresión no deben deformarse, agrietarse o romperse al
instalarse y, además, deben mantener el contacto con el elemento conectado, durante su tiempo de vida útil.
Barra de distribución de tierra.
Las barras de distribución de tierra deben ser de cobre, además deben estar estañadas. Los barrenos deben ser
de diámetro no menor a 11,11 mm. La cantidad de barrenos debe ser especificada en la fase de diseño. Las
características de la barra deben ser de acuerdo con ASTM B187 o equivalente.
Moldes para soldaduras exotérmicas.
Los moldes para soldaduras exotérmicas deben ser de grafito resistente a altas temperaturas, aproximadamente
1 673,15 K (1 400 °C). La vida útil de un molde de grafito debe ser como mínimo de 50 soldaduras
exotérmicas.
Material de ignición y fundente para las soldaduras exotérmicas.
El material de ignición debe ser de aluminio, cobre y óxidos de fierro, libre de fósforo o sustancias que puedan
ser explosivas, tóxicas o cáusticas.
El material fundente para las conexiones con soldaduras exotérmicas debe contener óxido de cobre, aluminio y
no menos de 3 por ciento de estaño como material absorbente de humedad.
42
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Capítulo 2: Análisis del Problema
2.1 Resistividad del Terreno y Métodos de Medición:
La resistividad eléctrica del suelo o resistencia específica del suelo, es la resistencia de un volumen que tenga
una sección transversal y longitudes unitarias y sus unidades son Ohms-metro, como se muestra en la Figura
2.1
Figura 2.1- Resistividad del terreno
La resistividad del terreno es una variable básica que afecta la resistencia a tierra de un sistema de puesta a
tierra. Ahora, se considerarán otros campos donde el valor de la resistividad del terreno es medida, así como
también los factores que afectan en la prueba.
La medición de la resistividad del terreno es usualmente utilizada para buscar el mejor lugar y profundidad
para la instalación de los electrodos de puesta a tierra de baja resistencia. Estos estudios deben ser hechos para
nuevas unidades 'eléctricas que son construidas como por ejemplo estaciones de generación, subestaciones
eléctricas, torres de Transmisión, central telefónica, etc.
Finalmente, la resistividad del terreno se usa para indicar el grado de corrosión que se espera debajo de la
tierra para tuberías de agua, aceite, gasolinas, gas, etc. En general, los lugares donde los valores de la
resistividad son bajos tienden a incrementar la corrosión, por lo que está información será una buena guía para
la instalación de la protección catódica.
43
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
2.2 Medición de la resistividad del suelo.
Las mediciones de la resistividad del suelo y resistencia eléctrica de la red de tierras se deben realizar en la
época de sequía debida a que son las condiciones más críticas.
Cómo medir la resistividad eléctrica del terreno.
El instrumento de medición que se utiliza para la medición de la resistividad del terreno es un instrumento de
medición de resistencia a tierra, ya sea de 3 puntos ó 4 puntos.
El Doctor Frank Wenner de la D.S. Bureau of Standards desarrolló la teoría de esta prueba en 1915 y es la más
empleada, así mismo la ecuación que lleva su nombre.
Con objeto de medir la resistividad del suelo se hace necesario insertar los 4 electrodos en el suelo. Los cuatro
electrodos se colocan en línea recta y a una misma profundidad de penetración, las mediciones de resistividad
dependerán de la distancia entre electrodos y de la resistividad del terreno, y por el contrario no dependen en
forma apreciable del tamaño y del material de los electrodos, aunque sí dependen de la clase de contacto que
se haga con la tierra.
El principio básico de este método es la inyección de una corriente directa o de baja frecuencia a través de la
tierra entre dos electrodos C1 y C2 mientras que el potencial que aparece se mide entre dos electrodos P1 y P2.
Estos electrodos están enterrados en línea recta y a igual separación entre ellos. La razón V/I es conocida como
la resistencia aparente. La resistividad aparente del terreno es una función de esta resistencia y de la geometría
del electrodo. Esto se realiza comúnmente, haciendo una cuadrícula del terreno y realizando varias mediciones
con separación variable entre los electrodos, siendo los dos electrodos interiores de potencial y los dos
exteriores de corriente
Las mediciones deben realizarse principalmente sobre las diagonales del terreno, Sobre las líneas trazadas en
el terreno (cuadrícula o rectangular) se deberá variar la distancia entre los electrodos, partiendo siempre del
centro del terreno. Es conveniente que la lectura se tomen variando la distancia entre los electrodos,
incrementando la separación inicial, en intervalos de 1.6 metros hasta cubrir el área del terreno.
Con los datos obtenidos en el punto anterior, se calcula la resistividad con la fórmula mencionada.
El valor de la resistividad media del terreno será el promedio de los valores de resistividad obtenidos. Como
ya se mencionó anteriormente se recomienda realizar las mediciones en época de menor humedad.
.
44
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Figura 2.2- Método de Wenner
En la Figura 2.2 se observa esquemáticamente la disposición de los electrodos, en donde la corriente se inyecta
a través de los electrodos exteriores y el potencial se mide a través de los electrodos interiores.
Para este método de medición, la resistividad aparente del suelo está determinada por la siguiente expresión
matemática:
Ecuac……. 2.1
Donde:
P = Resistividad promedio en Ω-m.
A = Distancia entre electrodos en metros.
B = profundidad de enterrado de los electrodos en metros.
R = Lectura del meger de tierra en Ω.
Si la distancia enterrada (B) es pequeña comparada con la distancia de separación entre electrodos (A). O sea
A > 20B, la siguiente fórmula simplificada se puede aplicar:
Ecuac…….. 2.2
Algunos equipos de medición proporcionan directamente el valor de la resistividad aparente, por lo que no es
necesario aplicar las ecuaciones anteriores.
45
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
La resistividad obtenida como resultado de las ecuaciones representa la resistividad promedio de un hemisferio
de terreno de un radio igual a la separación de los electrodos.
Las distancias entre electrodos pueden ser arbitrarias, pero iguales entre electrodos. Se recomienda que al
inicio de las mediciones la distancia mínima de separación entre éstos sea de 1 m con un mínimo de 6
mediciones, graficando los valores obtenidos.
Debido a que en las mediciones de resistividad se involucra el volumen del suelo, es necesario que se realice el
mayor número de direcciones de medición posibles en el lugar de medición, con el fin de obtener un perfil
representativo del suelo.
Se recomienda que se tomen lecturas en diferentes lugares y a 90 grados unas de otras para que no sean
afectadas por estructuras metálicas subterráneas. Y, que con ellas se obtenga el promedio.
La Figura 2.3 ilustra un ejemplo de medición de resistividad del suelo en un área determinada mediante
direcciones ortogonales o diagonales.
Figura 2.3- Ejemplo de trayectoria de direcciones recomendadas
Para la medición de resistividad del suelo
46
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Método de Schlumberger.
El método de Schlumberger es una modificación del método de Wenner, ya que también emplea 4 electrodos,
pero en este caso la separación entre los electrodos centrales o de potencial (a) se mantiene constante, y las
mediciones se realizan variando la distancia de los electrodos exteriores a partir de los electrodos interiores, a
distancia múltiplos (na) de la separación base de los electrodos internos (a).
La configuración, así como la expresión de la resistividad correspondiente a este método de medición se
muestra en la Figura 2.4.
Figura 2.4- Método de Schlumberger
Con este método la resistividad está dada por:
Ecuac…….2.3
El método de Schlumberger es de gran utilidad cuando se requieren conocer las resistividades de capas más
profundas, sin necesidad de realizar muchas mediciones como con el método Wenner. Se utiliza también
cuando los aparatos de medición son de baja precisión. Solamente se recomienda hacer mediciones a 90
grados para que no resulten afectadas las lecturas por estructuras subterráneas.
47
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
2.3 Método de Wenner para la medición de la resistividad del suelo.
La medición de la resistividad del suelo es una forma rápida y practica aunque indirecta de valorar las
características y condiciones del suelo, ya que está en función del tipo, compactación, contenido de humedad y
sales solubles en los estratos. Es el inverso de la conductividad eléctrica. Debido a que la humedad del suelo y
la temperatura no son constantes, el valor de la resistividad solo es verdadero para el momento de la medición.
Material y equipo:
a) Medidor de resistencia de baja frecuencia, pudiendo ser analógico o digital, el cual debe cumplir con
los requerimientos de la calibración indicados.
b) Electrodos verticales de acero inoxidable, galvanizado o con revestimiento de cobre soldado, de 40 a
60 cm de longitud por 6 mm de diámetro mínimo, con punta en un extremo.
c) c) Cables de cobre aislado para conexión de sección transversal mínima de 2 mm con un caimán en un
extremo y, en el otro, la terminal adecuada al medidor de resistencia que se utilice, siendo la más
común la del tipo banana.
Procedimiento de medición.
a) Clavar 4 electrodos verticales en el suelo hasta lograr un buen contacto eléctrico, dispuestos en línea
recta con una separación uniforme entre ellos. Se recomienda que las separaciones entre electrodos
verticales sean múltiplos de 1.6m (1.6m; 3.2 m; 4,8; 6,4 m; etc.) según se requiera.
b) Se debe procurar que los electrodos verticales queden alineados y verticales, que no existan huecos
alrededor de ellas y que estén clavadas a la misma profundidad (b), sin extender 16 cm. Para la
medición a 1.6 y 32 cm. Para la medición a 3.2 m entre electrodos verticales y así sucesivamente.
c) Las terminales de corriente de instrumento C1 y C2 se conectan a los electrodos verticales de los
extremos y las de potencial P1 y P2 a los electrodos verticales intermedios como se muestra en la
Figura 2.2 del método de Wenner
d) Para terrenos secos, se puede humedecer ligeramente el terreno alrededor de cada electrodo vertical.
e) Si el equipo cuenta con una terminal de tierra (G) debe conectarse a un quinto electrodo o electrodo
vertical, instalado a la mitad de distancia entre electrodos verticales de potencial (P1 y P2).
f) Efectuar la medición con ayuda del equipo (de acuerdo a su instructivo) y tomar el valor de la
resistencia en Ω.
g) Calcular la resistividad del suelo mediante la siguiente formula
Ecuac……….2.2
Donde:
R = Resistencia medida en Ω.
a = separación entre electrodos en m.
ρ= resistividad del suelo en Ω-m
π = 3.1416
Para a = 1.6 m. ρ 〜10 R (Ω-m)
Para a = 3.2 m. ρ 〜20 R (Ω-m)
48
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
2.4 Estudio de Resistividad del Terreno para la S.E. con Mediciones en Campo.
El predio en donde se realizaron las mediciones es donde se construirá la “TERMINAL DE
ALMACENAMIENTO Y REPARTO TAPACHULA”, justamente en la subestación eléctrica (S.E.) donde la
malla de tierras diseñada se utilizará para estabilizar el sistema, bajar y controlar las tensiones de paso y las de
contacto ocasionados por potenciales elevados producto de una falla, como se muestra en la Figura 2.5
Sitio donde se realizaron
las mediciones
Figura 2.5- Ubicación del terreno en plano donde se realizaron las mediciones en diversos sitios de la S.E.
zona A, zona B, zona C y zona D.
49
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
2.5 Método de medición
Para realizar la toma de lecturas se utilizó el siguiente equipo:
Instrumento:
Marca:
Modelo:
Rangos de medición:
Escala: mínimo divisible
Fecha de calibración:
Terrohmetro digital de 4 puntas.
KYORITSU
4106
0 hasta 200 000 ohms
0.003 ohm
24 de febrero del 2012, Laboratorio aprobado por la Entidad Mexicana
de Acreditación (EMA)
El método utilizado fue el de Frank Wenner
Para la medición la batería recargable genera una tensión (volts), esta tensión es enviada a las picas, generando
una corriente para darnos lecturas de la resistencia entre electrodos, la cual es medida en Ohms ( Ω ),
posteriormente el equipo calcula la resistividad y la muestra en la pantalla, para obtener la Resistividad se
utiliza la siguiente fórmula:
Ecuac………..2.2
Donde:
R = Resistencia medida en Ω.
a = separación entre electrodos en m.
ρ= resistividad del suelo en Ω-m
π = 3.1416
La separación entre electrodos fue la siguiente:
a = desde 2 metros hasta 14 metros
I.
Los valores de las lecturas obtenidas de resistencia se vacían a una tabla.
II.
La temperatura a las que fueron realizadas las mediciones es de 33.6 °C.
Para la obtención de la resistencia a tierra, se dividió en 4 zonas el terreno A, B, C Y D, el cual fue medido de
acuerdo a la metodología indicada.
Para poder muestrear correctamente el terreno, se mide donde la subestación se supone que estará instalada,
para lo cual se trazan 4 líneas de medición como lo muestra.
Así de esta manera se aplica el método indicado en la normatividad, obteniendo los resultados que más
adelante se detallan en las tablas, 2.1, 2.2, 2.3, 2.4 y 2.5
Normatividad requerida: NOM-001-SEDE-2012, IEEE-80-2000 y ANSI/IEEE-std-81-1983
50
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
En las Figuras 2.6, 2.7 y 2.8 tenemos las mediciones que se realizaron en 4 zonas, a continuación se detallas
como fueron realizadas.
Figura 2.6- Equipo utilizado y conexión
Zona A Y B
1. La primera medición fue realizada con una distancia de 2m entre electrodos y a 0.1m de profundidad
enterradas.
2. La segunda medición fue realizada con una distancia de 3m entre electrodos y a 0.15m de profundidad
enterradas.
3. La tercera medición fue realizada con una distancia de 4m entre electrodos y a 0.2m de profundidad
enterradas.
4. La cuarta medición fue realizada con una distancia de 6m entre electrodos y a 0.3m de profundidad
enterradas.
5. La quinta medición fue realizada con una distancia de 8m entre electrodos y a 0.4m de profundidad
enterradas.
6. La sexta medición fue realizada con una distancia de 10m entre electrodos y a 0.5m de profundidad
enterradas.
51
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
7. La séptima medición fue realizada con una distancia de 12m entre electrodos y a 0.6m de profundidad
enterradas.
8. La octava medición fue realizada con una distancia de 14m entre electrodos y a 0.7m de profundidad
enterradas.
Figura 2.7- Muestreo de zona A y B
Zona C Y D
1. La primera medición fue realizada con una distancia de 2m entre electrodos y a 0.1m de profundidad
enterradas.
2. La segunda medición fue realizada con una distancia de 3m entre electrodos y a 0.15m de profundidad
enterradas.
3. La tercera medición fue realizada con una distancia de 4m entre electrodos y a 0.2m de profundidad
enterradas.
4. La cuarta medición fue realizada con una distancia de 6m entre electrodos y a 0.3m de profundidad
enterradas.
5. La quinta medición fue realizada con una distancia de 8m entre electrodos y a 0.4m de profundidad
enterradas.
6. La sexta medición fue realizada con una distancia de 10m entre electrodos y a 0.5m de profundidad
enterradas.
7. La séptima medición fue realizada con una distancia de 12m entre electrodos y a 0.6m de profundidad
enterradas.
8. La octava medición fue realizada con una distancia de 14m entre electrodos y a 0.7m de profundidad
enterradas.
52
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Figura 2.8- Muestreo de zona C y D
53
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
2.6 Tabla de resultados
Tabla 2.1 Resultado de las mediciones de la zona A
LECTURA
NÚMERO
TABLA DE RESULADOS MEDICIONES ZONA A
TENSIÓN A
LONGITUD (a)
Profundidad (b)
RESISTENCIA
RESISTIVIDAD
TIERRA (VOLTS) ENTRE ELECTRODOS (Lh) del electrodo (m) MEDIDA OHMS MEDIDA OHMS-METRO
SITE
1
0
2
0.1
2.35
29.53
001
2
0
3
0.15
2.1
39.58
002
3
0
4
0.2
2
50.27
003
4
0
6
0.3
1.56
58.81
004
5
0
8
0.4
1.33
66.85
005
6
0
10
0.5
0.86
54.04
006
7
0
12
0.6
0.75
56.55
007
8
0
14
0.7
0.63
55.42
008
Tabla extraída de los resultados de resistencia medida y cálculo de la resistividad
Tabla 2.2 Resultado de las mediciones de la zona B
LECTURA
NÚMERO
TABLA DE RESULADOS MEDICIONES ZONA B
TENSIÓN A
LONGITUD (a)
Profundidad (b)
RESISTENCIA
RESISTIVIDAD
TIERRA (VOLTS) ENTRE ELECTRODOS (Lh) del electrodo (m) MEDIDA OHMS MEDIDA OHMS-METRO
SITE
1
0
2
0.1
4
50.27
009
2
0
3
0.15
3.6
67.86
010
3
0
4
0.2
3.2
80.42
011
4
0
6
0.3
2.79
105.18
012
5
0
8
0.4
2.1
105.56
013
6
0
10
0.5
1.99
125.04
014
7
0
12
0.6
1.7
128.18
015
8
0
14
0.7
1.2
105.56
016
Tabla extraída de los resultados de resistencia medida y cálculo de la resistividad
54
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Tabla 2.32 Resultado de las mediciones de la zona C
LECTURA
NÚMERO
TABLA DE RESULADOS MEDICIONES ZONA C
TENSIÓN A
LONGITUD (a)
Profundidad (b)
RESISTENCIA
RESISTIVIDAD
TIERRA (VOLTS) ENTRE ELECTRODOS (Lh) del electrodo (m) MEDIDA OHMS MEDIDA OHMS-METRO
SITE
1
0
2
0.1
2.2
27.65
017
2
0
3
0.15
1.8
33.93
018
3
0
4
0.2
1.52
38.20
019
4
0
6
0.3
1.4
52.78
020
5
0
8
0.4
1.1
55.29
021
6
0
10
0.5
0.95
59.69
022
7
0
12
0.6
0.88
66.35
023
8
0
14
0.7
0.23
20.23
024
Tabla extraída de los resultados de resistencia medida y cálculo de la resistividad
Tabla 2.4 Resultado de las mediciones de la zona D
LECTURA
NÚMERO
TABLA DE RESULADOS MEDICIONES ZONA D
TENSIÓN A
LONGITUD (a)
Profundidad (b)
RESISTENCIA
RESISTIVIDAD
TIERRA (VOLTS) ENTRE ELECTRODOS (Lh) del electrodo (m) MEDIDA OHMS MEDIDA OHMS-METRO
SITE
1
0
2
0.1
1.3
16.34
053
2
0
3
0.15
0.81
15.27
054
3
0
4
0.2
0.49
12.32
055
4
0
6
0.3
0.35
13.19
056
5
0
8
0.4
0.24
12.06
057
6
0
10
0.5
0.22
13.82
058
7
0
12
0.6
0.15
11.31
059
8
0
14
0.7
0.1
8.80
060
Tabla extraída de los resultados de resistencia medida y cálculo de la resistividad
55
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Tabla 2.5 Resultado de las mediciones de las zonas A,B,C y D
VALORES EN
ZONA
RESISTENCIA
OHMS
RESISTIVIDAD
OHMS-METRO
A
B
C
D
2.35
4
2.2
1.3
29.53
50.27
27.65
16.34
RESULTADO FINAL
2.46
30.94
Tabla extraída de los resultados finales de resistencia medida y cálculo de la resistividad
Para llegar a los resultados finales, las mediciones se promediaron las resistencias más altas de las zonas de
muestreo, las más altas obtenidas son en la capa superficial, ya que se encuentran más secas que las capas
profundas.
Mediciones realizadas el día 23-abril-2013 Tapachula Chiapas en el lugar donde se instalará la subestación.
Se tomará como lectura la zona B que es la más crítica encontrada en el sitio de instalación de la S.E.
En la figura 2.9 se muestra el certificado de calibración del equipo a utilizar, indispensable para poder ejecutar
los trabajos de medición.
56
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Certificado de calibración,
Figura 2.9- Certificado de calibración.
57
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
2.7 Componentes principales de una TAR para el estudio de resistividad del suelo.
El procedimiento visto anteriormente para la medición de la resistividad del terreno para el diseño de un
sistema de puesta a tierra, es el mismo que se ocupa para cada una de las áreas de la terminal. Por lo dicho, no
se considera relevante colocar todos los resultados obtenidos.
Una Terminal de Almacenamiento y Reparto está compuesta por distintas áreas, estas se requieren para su
correcta operación y buen control de la planta, así mismo siendo puntuales al sistema de puesta tierra como se
ha venido mencionando en esta tesis, enlistamos algunos de los componentes principales de una TERMINAL
DE ALMACENAMIENTO Y REPARTO DE COMBUSTIBLE.
1) Área de almacenamiento de productos (10 MBls)
2) Área de almacenamiento de productos (20 MBls)
3) Área de descargadoras de carrotanques y autotanques
4) Área de tanques de agua contra incendio
5) Área de central contra incendio
6) Área de caseta de vigilancia y control de acceso carretero
7) Área de bodega y oficina sindical
8) Área del registro de servicio sanitario
9) Área de plantas de tratamiento de aguas aceitosas y negras, y de acumuladora de hidrocarburos
10) Área de bodega y taller de mantenimiento
11) Área de llenadera de autotanques y dispensador de diesel
12) Área de cobertizo de bombas diesel
13) Área de cobertizo de bombas gasolina
14) Área de laboratorio de control de calidad
15) Área de caseta de control ferroviario
16) Área de almacén de residuos peligrosos
17) Área de subestación eléctrica
58
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
2.8 Conceptos Generales para el Diseño de la Red de Tierras de una TAR.
En este punto hablaremos de los conceptos requeridos para el diseño de una red de tierras para una Terminal
de Almacenamiento y Reparto de Combustible.
Con los criterios obtenidos a lo largo de esta tesis podemos describir que para PEMEX REFINACION es de
suma importancia tener todos los elementos de una TAR debidamente conectados a tierra y a un mismo
potencial para prevenir generaciones de arcos eléctricos en áreas clasificadas, así como el daño de los equipos
sensibles instalados en diversas áreas de la terminal y salvaguardar al personal operario.
Sistema de puesta a tierra para PEMEX REFINACION
Todas las instalaciones de PEMEX deben contar con un sistema de puesta a tierra para la seguridad del
personal y de las instalaciones. El diseño de la red de tierras del sistema eléctrico llamado “Sistema general de
puesta a tierra” debe estar de acuerdo y ser calculado con el estándar IEEE 80, IEEE Std 142 o equivalentes,
con el artículo 250 de la norma NOM-001-SEDE y requisitos incluidos en las normas de referencia de
PEMEX. Como primera instancia se debe efectuar el estudio de la resistividad del terreno al nivel de
profundidad de la malla, donde se ubicarán las nuevas instalaciones. El sistema general de puesta a tierra
incluye la conexión a tierra del neutro del sistema eléctrico, la conexión a tierra de gabinetes de equipo
eléctrico, conexión a tierra de estructuras y partes metálicas no portadoras de corriente.
Es importante tomar en cuenta los requerimientos para el aterrizaje de sistemas electrónicos (sistema de
control digital, telecomunicaciones) así como protección por descargas atmosféricas (pararrayos).
Para elaborar un buen diseño de puesta a tierra y cumplir con la normatividad vigente
REFINACION, es importante conocer sus rangos y valores deseados.
de PEMEX
59
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
2.9 Consideraciones de un sistema de puesta a tierra
A continuación describimos algunos de los puntos más importantes a considerar, que PEMEX REFINACION
nos indica para el cumplimiento de un buen sistema de puesta a tierra.
Los valores de resistencia del sistema general de tierras deben ser como se indica en la siguiente tabla.
Tabla 2.6 Valores de Resistencia del Sistema General de Tierras
Sitio o Lugar
Valores de Resistencia (Ω)
Edificios, plantas de proceso y subestaciones
Hasta 5
Terrenos con resistividad de 1 000 a 3 000 Ω/m
Hasta 25
Terrenos con resistividad mayor a 3 000 Ω /m
Hasta 50
Tabla extraída de la NRF-048-PEMEX-2007 Diseño de Instalaciones Eléctricas, pag.74
Este valor debe lograrse con el tamaño (calibre) y longitud del cable principal y derivado así como la cantidad
y tipo de electrodos de puesta a tierra, sin adición de compuestos químicos en los registros de tierras. En el
diseño de la red debe cuidarse de no exceder las tensiones de paso y de contacto permisibles por el cuerpo
humano.
1) Para los sistemas electrónicos se debe diseñar una red de puesta a tierra independiente del sistema
general de puesta a tierra y el valor máximo de la resistencia a tierra debe ser de 1 ohm, sin embargo
las dos redes de tierras deben interconectarse entre ellas en un punto de la red con cable aislado de un
tamaño (calibre) menor al de la red, tamaño (calibre) 6 AWG como mínimo, para evitar diferencias de
potenciales entre ellas. Tal interconexión debe considerarse desde etapa de proyecto y permanecer
interconectadas a menos que exista un requerimiento específico y por escrito del suministrador del
sistema electrónico, de no garantizar su correcta operación.
2) El sistema de puesta tierra debe tener al menos los siguientes elementos: malla a base de cable de
cobre desnudo semiduro, electrodos de puesta a tierra de varilla copperweld de 3 m de longitud,
conectores de compresión o de soldadura exotérmica para la malla, conectores mecánicos para los
equipos, y registros de medición (con varilla, conector mecánico y tubo con tapa)
3) Los registros de tierras deben ubicarse en las esquinas de la red de puesta a tierra, en cambios de
dirección, en el límite de baterías de la planta y otros puntos definidos en la etapa de ingeniería. Se
requiere para poder realizar mediciones, ubicar registros de tierras en cantidad suficiente que aíslen las
diferentes áreas del proyecto, (por ejemplo subestación, áreas de proceso, de tanques, de servicios
auxiliares, casa de bombas, entre otros).
4) La malla principal en las subestaciones debe formarse con cable de cobre desnudo, temple semiduro,
con una sección de acuerdo al cálculo y no menor de 107,2 mm2 (4/0 AWG). La malla principal en
edificios y/o plantas de proceso, debe formarse con cable de cobre desnudo temple semiduro con
tamaño (calibre) de acuerdo al cálculo y no menor de 67,43 mm2 (2/0 AWG.). En las subestaciones
los cables paralelos de la malla de tierra, no deben tener una separación mayor a 7 m y en las áreas de
plantas de proceso, no mayor de 15 m. La malla de tierras debe ser enterrada a una profundidad de 0,6
m del nivel de piso terminado.
60
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
5) Todo equipo o dispositivo eléctrico, debe ser conectado al sistema general de puesta a tierra con cable
de cobre desnudo semiduro, el tamaño (calibre) del cable debe ser el indicado de acuerdo a la
capacidad del dispositivo de protección (ver tabla 250.95 de la norma NOM-001-SEDE), sin embargo
el tamaño (calibre) mínimo aceptado es de 2 AWG.
6) Además deben ser conectadas al sistema general de puesta a tierra los siguientes tipos de instalaciones
con cable de cobre desnudo semiduro tamaño (calibre) 33,62 mm2 (2 AWG)
a. Partes metálicas no portadoras de corriente de los equipos eléctricos.
b. Estructuras de acero.
c. Equipos de Proceso.
d. Equipos dinámicos accionados por motor eléctrico.
e. Tuberías de proceso y servicios auxiliares.
f.
Tanques de almacenamiento y recipientes.
7) La conexión a tierra de este tipo de instalaciones debe ser al sistema general de tierras.
8) Si el equipo es sólidamente montado en estructuras metálicas o bastidor, no requiere ser
individualmente puesto a tierra.
9) Para recipientes metálicos, tanques de almacenamiento y equipos industriales o de proceso que no
tengan preparación para conexión a tierra, se debe usar una placa soldada de 9,5 mm (3/8 pulg) como
mínimo para la instalación de un conector de cobre, que será tipo mecánico para equipos movibles y
de soldadura exotérmica o de compresión para equipos fijos.
10) Para la puesta a tierra de los equipos se debe usar conector mecánico de cobre, y la conexión al
sistema general de puesta a tierra se debe usar conector tipo de compresión del mismo material o de
soldadura exotérmica.
11) Todos los tanques de almacenamiento con capacidad hasta de 200 MB, se deben poner a tierra cuando
menos en cuatro puntos opuestos del tanque) y los tanques de 500 MB, se deben conectar a tierra al
menos en 8 puntos. Los tanques esféricos de almacenamiento a presión de 10, 15, y 20 MB deben
ponerse a tierra en al menos dos puntos.
12) Las estaciones de botones para arranque y paro de los motores deben ser ponerse a tierra con cable de
cobre tamaño (calibre) 33,62 mm2 (2 AWG.).
13) En las charolas metálicas para cable de la subestación, se debe instalar en toda su trayectoria un cable
de cobre desnudo tamaño (calibre) 33,62 mm2 (2 AWG), debidamente sujeto en la charola y
conectado en sus extremos a la red de puesta a tierra.
61
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
14) Para protección mecánica del cable de conexión a tierra que sale de la red subterránea hacia los
equipos, dispositivos o estructuras, debe ser alojado en un tramo de tubo conduit, incluyendo su
monitor. La salida del cable de conexión a tierra no debe obstruir la circulación ni áreas de trabajo.
15) Las estructuras de subestaciones tipo exterior así como los equipos instalados, deben ponerse a tierra.
Las cercas metálicas y los postes de las esquinas, deben conectarse a tierra.
16) Las pantallas electrostáticas de los conductores en media tensión, deben ponerse a tierra con cable de
cobre tamaño (calibre) 33,62 mm2 (2 AWG) En el extremo del alimentador a la llegada de la
subestación, y donde cuente con transformador de corriente tipo dona para protección por falla a tierra,
las pantallas se deben retornar a través de la dona para anular las corrientes generadas por inducción
externa.
17) En soportes de tuberías (racks) y trayectorias paralelas en plantas de proceso, se deben poner a tierra a
la entrada de la planta de proceso y a intervalos no mayores de 50 m.
18) Se debe efectuar puenteado de tuberías cuando las bridas de las tuberías de proceso, sean
eléctricamente aisladas, excepto cuando las tuberías de llegada tengan junta aislante monoblock y
cuenten con protección catódica. El sistema de canalizaciones eléctricas debe tener continuidad
eléctrica por lo que el puenteado no es necesario.
62
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
2.10 Electricidad Estática
Conociendo las determinaciones de PEMEX REFINACION en sus lugares de trabajo, es importante
concentrarse en el aterrizaje de los equipos y elementos no dispuestos a conducir energía eléctrica, y la
probable causa de generación de arcos eléctricos por las llamadas cargas estáticas.
La electricidad estática es probablemente la más vieja manifestación de la electricidad. Los griegos tienen el
récord de haber observado el fenómeno desde el año 600 A .C.
En un cuerpo neutro o un cuerpo no cargado, los electrones que son los componentes negativos de un átomo: y
los protones, que son los componentes positivos, están presentes en iguales cantidades, que pueden ser
separados solamente por energía mecánica, térmica o química.
La electricidad estática es generada por el movimiento de electrones, que: ocurre cuando los materiales están
en contacto uno con otro y son separados.
Cuando los cuerpos son separados, los electrones producen cargas eléctricas sobre los objetos separados,
mostrándose con un incremento en el voltaje entre las dos superficies.
Si los dos materiales son buenos conductores y están en contacto uno con otro, y son separados, habrá un
exceso de electrones en uno de ellos y regresarán al otro antes de que la separación sea completada.
Si uno de ellos es un aislador y ambos no están puestos a tierra, ambos tendrán una carga por el exceso de
electrones que están en uno de ellos cuando la separación ocurre y el cuerpo aislado se dice que está cargado.
El voltaje desarrollado debido a las cargas eléctricas está relacionado con la cantidad de carga depositada
sobre el cuerpo, y de la 'capacitancia de este cuerpo respecto a su alrededor.
La relación es:
V=Q/C
Ecuac……..2.4
Dónde:
V= Tensión en volts
Q= Carga en coulombs
C= Capacitancia en Farads
La electricidad estática es generada por:
a) Materiales pulverizados que pasen a través de duetos
b) Manejadoras
c) Gas , vapor, circulación de aire
63
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
d) Movimiento que involucra cambios en la posición relativa de las superficies de contacto, de materiales
líquidos o sólidos, uno de ellos es un pobre conductor de la electricidad.
e) El cuerpo humano, en áreas de baja humedad, donde se puede acumular una carga estática peligrosa
de varios cientos de Volts por el contacto de los zapatos con la cubierta de los pisos o por trabajar con
maquinaria que genera electricidad estática.
Las condiciones que afectan la producción de carga estáticas son:
a) Características del material
b) Velocidad de la separación
c) Área de contacto
d) Efecto del movimiento entre sustancias
e) Condiciones atmosféricas
La electricidad estática puede producir una ignición de un vapor combustible mezclado con el aire, cuando
existe suficiente energía en el cuerpo cargado.
Métodos de control de la electricidad estática.
La generación de electricidad estática no puede prevenirse, pero sí se puede controlar por los siguientes
métodos:
a) Puesta a tierra y puentes 'de unión
b) Control de la humedad
c) Ionización
d) Pisos conductivos
e) Zapatos conductivos
f) Precauciones especiales
g) Mantenimiento adecuado
Con la puesta a tierra y puentes de unión se pueden resolver muchos de los problemas de estática, como se
muestra en las Figuras 2.10, 2.11 y 2.12 los puentes de unión (la conexión entre dos objetos) minimizan las
diferencias de potencial entre los objetos conductivos, con la que se previene el arco entre los dos objetos.
64
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Figura 2.10- Un cuerpo cargado y un cuerpo no cargado aislado de tierra.
Figura 2.11- Ambos cuerpos aislados unidos tienen la misma carga.
Figura 2.12- Ambos cuerpos están puestos a tierra y no tienen carga.
65
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
El conductor de puesta a tierra y el conductor del puente de unión deberán ser de tamaño nominal del No.6
AWG o del No.4 AWG, por manejo mecánico
Cuando los conductores de puesta a tierra y del puente de unión estén expuestos a daño físico deberán de
instalarse en un tubo (conduít) metálico o en una tubería.
La puesta a tierra no es una cura para todos los problemas de estática; por ejemplo en procesos que se utilizan
materiales no conductivos como el papel, ropa o plástico, no es posible drenar las cargas de electricidad
estática, por eso se deberán utilizar otros métodos, como la ionización y la humidificación.
En las Figuras 2.13, 2.14 y 2.15 tenemos algunos ejemplos típicos de puentes de unión y conexión a tierra.
Método practico para la puesta a tierra y de los puentes de unión.
Figura 2.13-Unión y puesta a tierra de dos objetos
Puesta a tierra típica
.
Figura 2.14-Puesta a tierra típica para el transvase de líquidos
66
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Figura 2.15- Puesta a tierra típica para el transvase de líquidos
67
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
2.11 Sistema de tierra aislada.
A principios de los 70, grandes e importantes empresas en Estados Unidos experimentaban problemas de ruido
eléctrico e interferencias de alta frecuencia en los conductos metálicos que protegían los cables de señales o
servían de conductores de tierra, Por ese motivo se inventó otro conductor de tierra, como conductor separado,
aislado del conducto, diferente del conductor de seguridad, con la exclusiva función de proporcionar una tierra
libre de ruido, separada de la tierra contaminada o tierra “sucia" del edificio.
Los comités del Código la aceptaron y se le llamó tierra aislada. Se le hubiera podido llamar "tierra dedicada"
u otro nombre más apropiado, pero el término "aislada" ha permanecido en la industria, lo cual ha causado
innumerables problemas, confusión y caos en el sistema eléctrico de distribución, este sistema se sigue
interpretando como una tierra separada de la tierra general.
Técnica de la puesta a tierra aislada.
La puesta a tierra aislada para la puesta a tierra de los equipos electrónicos sensibles nace en el mismo punto
que la puesta a tierra de seguridad o convencional (requerida por la Normatividad Vigente). Como se muestra
en la Figura 2.16
Donde:
C.P.T.A = Conductor de puesta a tierra
N
= Neutro
T
= Tierra
T.A
= Tierra aislada
Figura 2.16-Puesta a tierra aislada
Después de ese punto de unión entre el conductor de puesta a tierra aislada y el conductor de puesta a tierra de
seguridad o convencional (requerido por la Normatividad Vigente) ya sea en "la fuente de suministro o en el
primer medio de desconexión no se deberá de unir en ningún punto.
En la Figura 2.17 tenemos los errores típicos de alambrado que producen las corrientes indeseables en los
conductores de puesta a tierra.
68
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
a) Las uniones entre el conductor neutro y el conductor de puesta a tierra en los subtableros de
distribución.
b) La conexión inadecuada en un receptáculo con terminal de puesta a tierra aislada del conductor neutro
en la terminal de puesta a tierra y del conductor de puesta a tierra aislada en la terminal del neutro del
receptáculo.
c) La conexión inadecuada entre el conductor de puesta a tierra aislada y el conductor neutro en las
terminales de la carga.
Figura 2.17-Errores típicos de alambrado
El conductor de puesta a tierra aislado debe tener aislamiento de color verde o de color verde con franjas
amarillas.
El conductor de puesta a tierra aislado se deberá de instalar con los conductores del circuito, dentro de la
misma canalización o cable, o soporte para cables tipo charola.
Los receptáculos con terminales de puesta a tierra aislada están identificados permanentemente por un color
naranja y un triángulo o delta sobre la cara del receptáculo.
Desde fábrica la terminal de puesta a tierra se encuentra aislada del chasis. Al utilizar el sistema de puesta a
tierra aislada, se deberá de usar solamente receptáculos con terminal de puesta a tierra aislada.
En los tableros principales, tableros de distribución u otro equipo eléctrico en los que se instalen buses de
sistema de tierra aislada, no se deberán de unir en partes metálicas de los mismos. La separación de los buses
del neutro, del conductor de puesta a tierra y del conductor de puesta a tierra aislada, facilitara las mediciones
de corriente o de voltaje cuando sean requeridas.
69
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Como observamos es importante tener en cuenta que los sistemas de tierra aislados no son como comúnmente
se entienden.
Este tipo de conexión se ocupa comúnmente para los equipos electrónicos sensibles, y se le conoce como
sistema de puesta a tierra de referencia de señal, y la finalidad de este sistema de puesta a tierra es:
a) Mejorar la seguridad en la transferencia de señal por la reducción de ruido eléctrico sobre la banda de
frecuencia entre la interconexión de equipos.
b) Proveer una trayectoria de baja impedancia para prevenir el daño de los circuitos de señal, una
referencia a tierra para todos los equipos de telecomunicaciones, servidores, computadoras, racks de
equipos, chasis de equipos.
c) Prevenir daño a los equipos electrónicos y a los circuitos de señal cuando pueda ocurrir una falla a
tierra.
Esta instalación es requerida para minimizar los métodos erróneos de instalación de la tierra aislada, que en
algunos casos no cumplen con la Normatividad Vigente y puede crear peligros de 'descargas eléctricas a las
personas. Las técnicas de puesta a tierra son necesarias para la seguridad, operación del equipo, y por razones
de funcionamiento.
Se deberá de utilizar un sistema eléctrico sólidamente puesto a tierra e instalar conductores de puesta a tierra
aislada.
Todas las partes metálicas de gabinetes, racks, canalizaciones, tubo (conduit) metálico, conductores de puesta
a tierra, y todos los electrodos de puesta a tierra deberán de unirse entre ellos para formar un sistema
eléctricamente continuo.
De acuerdo a la Normatividad Vigente, NFPA-780-2004, los sistemas de electrodos de puesta a tierra
utilizados para el sistema eléctrico, el sistema de telecomunicaciones, el sistema de protección contra
descargas atmosféricas, deberán estar unidos efectivamente y permanentemente.
En la Figura 2.18 tenemos uno de los arreglos más comunes en la actualidad, la malla de referencia de señal.
70
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
.
Figura 2.18-Malla de referencia de señal fabricada de cinta de cobre.
Esta malla de referencia de señal puede ser prefabricada o ensamblada en campo: generalmente no requiere
mantenimiento y se instala directamente en el piso de concreto.
La alta capacitancia entre la malla de referencia y los cables incrementa la protección de los circuitos contra el
ruido y los campos magnéticos. Si se utilizan conductores, estos deberán ser del tamaño nominal del
No.6AWG al No.2 AWG de cobre, unidos con soldadura, conectores mecánicos, conectores de compresión
71
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Capítulo 3: Diseño y Memoria de Cálculo
3.1 Cálculo de la red de tierras de la subestación eléctrica de una TAR.
A lo largo de los capítulos anteriores hemos tratado de describir la importancia que es el sistema de puesta a
tierra para salvaguardar el bienestar de las personas así como la durabilidad y bienestar de los equipos
eléctricos sensibles que componen las instalaciones de una TAR.
Se ha venido describiendo los puntos sobresalientes para el diseño de una red de tierras, estos conceptos son
importantes para lograr entender cómo funciona un sistema de puesta a tierra y de esta forma poder desarrollar
el cálculo de un sistema seguro.
Como bien sabemos, existe una metodología para el cálculo del sistema de puesta a tierra de una subestación
eléctrica, no nos enfocaremos tanto en la metodología general ya que no es la finalidad de esta tesis, pero si
resaltaremos los puntos importantes que se requieren para el cálculo de una malla de tierras, en la actualidad
contamos con software certificados por entidades vigentes para la realización y ejecución de los cálculos, tanto
para el corto circuito como para el diseño de la malla de tierras.
Descripción del diseño de la malla de tierras
El diseño de la red de tierras para construcción debe ser para obtener un valor menor o igual a 5Ω de la
resistencia de tierra medida en campo, tomando como base la resistividad de suelo determinada en la medición
de la resistividad del suelo.
El diseño eléctrico que describe esta memoria es para la realización de una malla de tierras de la subestación
eléctrica que se ubica en la “TERMINAL DE ALMACENAMIENTO Y REPARTO EN TAPACHULA,
CHIAPAS,
Se realizó el diseño de la malla de tierras de la S.E., cubriendo el lado de media tensión y el lado de baja
tensión desde la estrella del transformador que alimenta al sistema, de acuerdo a la NOM-001-SEDE-2005, así
mismo también el sistemas de pararrayos por el método electro geométrico de la esfera rodante, aprobado,
tanto la norma mexicana NMX-J-549-ANCE-2005, la internacional IEC 62305-2 y la Americana NFPA-7802008.
Dicho cálculo cubre las tensiones de paso y de contacto, que sean tolerables para el cuerpo humano y en caso
de falla del sistema las personas y equipos estén bajo condiciones controladas antes de ser corregida la falla.
Se realizaron pruebas de resistividad del terreno para poder conocer el tipo de anclaje a tierra que se utilizará
para el diseño, la resistividad es muy baja, de tal manera que se utilizará electrodos de acero cubiertos de cobre
con un espesor normalizado de 0.25mm.
La resistencia máxima permitida de acuerdo normatividad va desde los 10 hasta los 25 ohms, el neutro corrido
en caso de tenerlo, deberá conectarse a la malla de tierras.
Se utilizó el software ETAP (www.etap.com), este software está certificado ante UL y ANAB, en este
software se calcularon las corrientes de corto circuito en sus tres redes de secuencia, la positiva, la negativa y
la secuencia cero que es la que se utiliza en el diseño de la malla de tierra.
72
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
En la Figura 3.1 tenemos el Informe de CFE donde indica la aportación de corto circuito de secuencia cero
Corriente monofásica *1
Figura 3.1-Informe de CFE
73
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
3.2 Requerimientos de la Subestación Eléctrica por parte de PEMEX
Para el diseño del edificio se debe cumplir con la norma NRF-048-PEMEX-2007, así mismo se deben aplicar
los criterios de diseño arquitectónico y estructural, este edificio se debe diseñar en dos niveles, no se deben
considerar ventanas, las puertas deben ser resistentes al fuego mínimo una hora y media y deben contar con
barra de pánico y cierra puerta, considerar un extractor de tipo industrial para evitar la acumulación de gases
en el cuarto de baterías, los muros se deben emboquillar con resinas epóxicas para protección anticorrosiva, no
se considera la estancia de personal de manera permanente dentro de este edificio, las puertas para el área de
transformadores y subastación de emergencia deben ser a base de malla tipo ciclón recubiertas de PVC, las
escaleras deben ser de concreto reforzado con acabado escobillado en los escalones y vestíbulos de acceso
exterior, debe contar con barandales metálicos fijos y desmontables, se debe tomar" en consideración los
huecos con las dimensiones adecuadas para el paso de ductos.
El cobertizo para el área de transformador debe estar adosado a la estructura principal, pero independiente y
contar con accesos independientes desde el exterior del edificio en el lado opuesto a las plantas de proceso.
Las dimensiones para esta área deben ser las necesarias para alojar el equipo, considerando el espacio para
instalación, operación y mantenimiento. "Techados y cubiertas de lámina" la cubierta de lámina de este
cobertizo deberá tener un 15% de pendiente.
Para el desarrollo de este edificio se deben considerar las siguientes áreas
Planta baja:
1. Un área para alojar los cables y charolas. Considerar piso de concreto acabado pulido.
2. Un cobertizo para alojar el transformador de potencia. El cual debe estar anexo al edificio principal, la
techumbre de lámina galvanizada desmontable, el acceso no debe ser por el área de tableros o de
conductores, este transformador se debe montar sobre base de concreto que debe sobresalir al menos
15 cm sobre NPT.
3. Un cobertizo para alojar una planta de emergencia. El cual debe estar anexo al edificio principal, la
techumbre debe ser de lámina galvanizada desmontable, el acceso no debe ser por el área de tableros o
de conductores, esta se debe montar sobre una base de concreto que debe sobresalir al menos 15 cm
sobre NPT.
4. Un cuarto de baterías, el acceso debe ser independiente, se debe considerar un zoclo sanitario
perimetral de 10cm de altura del mismo acabado.
5. Un cuarto para equipo de aire acondicionado. El cual se debe ubicar anexo al cuerpo principal del
edificio con dos accesos independientes para personal y equipo.
Planta alta:
1. Un área para alojar los tableros de distribución, se deben considera dos accesos, uno para Personal y
otro para equipo, ubicadas en lados opuestos.
2. Considerar la instalación de los tapetes aislantes antiderrapantes al frente de los tableros, de un metro
de ancho por toda la longitud de los tableros, con resistencia dieléctrica de 25 kilovolts como mínimo.
3. Un área de cuarto para alojar los equipos eléctricos (CCM’s y tableros) que alimentan a las bombas
de producto.
74
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
En la Figura 3.2 muestra el diseño preliminar de la malla de tierras en planta baja de la S.E.
1
2
4
3
2.550
6
7
9
8
5
0.700
5.500
11
10
0.370
5.130
2.475
5.477
3.025
8376
5.500
0.700
2.550
4.500
N.C.
8.500
10%
PEND.
SUBE
31.19
N.B.
8.600
CONTINUA A RED DE
TIERRAS EN EL PLANO
L-213.
CONTINUA A RED DE
TIERRAS EN EL PLANO
L-213.
6
6
13
6
6
13
6
0.6 cm DE PROFUNDIDAD
6
31 22
ACCESO
6
1.900
0.775
TQ. DIESEL
1.990
31 22
L-108
31 22
PARARRAYOS
4.265
1
1.20m
2%
1
PEND.
A
L-108
B.A.P.
PEND.
1
6
6
R.E.
16
10
1.564
0.648
1.564
20
8.800

1
31 22
9.349
0.6 cm DE PROFUNDIDAD
16
13
TRANSFORMADOR
1000/1150 KVA
16
6
6
13
1.724
13
13
6
8.950
12
14
11
15
10
16
9
17
8
18
7
19
1
6
10
8.155
6
10

2%
2%

10
PEND.
4
1.500
5
6
6
6
4
2
3
10
6
6
SUBE
1
2
1
1
31 22
31 22
SUBE
SUBE A MALLA DE P.A.
1
13
16
1.255
5
3
6
6
3.500
C
P. DE EMERGENCIA
900 kW 16
6
20
19.26
8
7
20

FACHADA SUR
9
18
0.6 cm DE PROFUNDIDAD
20
5.000
11
10
17
31 22
FACHADA NORTE
1
15
16
1319 6
20
1.497
4.879
6
12
2.032
13
14
1.496
2%
4.559
6


PEND.
B
6
31 22
L-108
SUBE A MALLA DE P.A.
L-108
6
2.865
3.500
SUBE A MALLA DE P.A.
CUARTO DE
BATERIAS
PARARRAYOS
6
1
1.20m
E
6
CTO. DE CHAROLAS
SUBE A MALLA DE P.A.
20
R.E.
1
16
1.20m
6
PARARRAYOS
31 22
6
CONTINUA A RED DE
TIERRAS EN EL PLANO
L-213.
ACCESO DE
PERSONAL
4.305
1
D-303
ACCESO DE PERSONAL
PARARRAYOS
D
1.20m
6
6
6
31 22
B.A.P.
6
1.20m
1
31 22
FACHADA PONIENTE
1
31 22
6
13
13
6
10
R.E.
0.6 cm DE PROFUNDIDAD
R.E.
13
13
6
PLANTA BAJA
Figura 3.2- Diseño preliminar de la malla de tierras en planta baja de la S.E.
75
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
En la figura 3.3 tenemos el diseño preliminar de la malla de tierras en planta alta de la S.E
1
2
4
3
2.550
6
7
9
8
11
5
0.700
10
5.500
2.475
3.025
2
3
D-303
D-303
5.671
5.500
0.700
2.550
8.603
FACHADA ORIENTE
D-302
13.150
A
12.850
4.675
4.265
12.700
CANALON
13.500
PEND. 2%
10.700
4
23
3
24
2
25
1
L-108
L-108
L-108
L-108
12.870
12.920
13
BAJA
13 13
6
BC-01
BC-02
ACCESO DE
PERSONAL
13
14
11
15
10
16
9
17
8
18
7
19
6
20
5
21
4
22
3
23
2
24
1
25
13
BAJA
13
SUBESTACIÓN
COMPACTA
13.8 Kv
L-108
6
6
13
6
CONTACTORES
UPS
SFI-1015
D
13
6
6
13
BRANDAL BR-1 (VER
PLANO: D-314)
13.150
12
6
6
CUARTO DE TABLEROS
CONEXIÓN A X0 DEL TRANSFORMADOR
CON 1-4/0 d. POR CHAROLA
D-302
22
BAJA POR
COLUMNA
CONECTAR
A RED DE
TIERRA
13
2.302
3.500
D-302
FACHADA NORTE
21
TECHUMBRE A BASE DE
LAMINA GALVANIZADA
DESMONTABLE
9
BAJA POR
8
COLUMNA
7
CONECTAR
6
A RED DE
5
TIERRA
5.226
4.879
19
20
C
10
17
18
PE
ND
.
11
16
2%
15
PEND. 15%
12
FACHADA SUR
TECHUMBRE A BASE DE
LAMINA GALVANIZADA
DESMONTABLE
13
14
2.397
2%
10.700
. 2%
PEND
N.P. 13.150
.
ND
PE
N.P.
B
ACCESO DE
EQUIPOS
0.1 cm DE PROFUNDIDAD
20
13
6
E
13
ESCALERA MARINA
VER PLANO
ESTRUCTURAL: G-801
6
6
13
13
13
2.302
3.500
PEND.
6
13
13
D-302
BAJA POR
COLUMNA
CONECTAR
A RED DE
TIERRA
FACHADA PONIENTE
PLANTA BAJA
BAJA POR
COLUMNA
CONECTAR
A RED DE
TIERRA
Figura 3.3- Diseño preliminar de la malla de tierras en planta alta de la S.E
76
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
3.3 Procedimiento de la malla de tierras para la Subestación Eléctrica
Tipo de diseño:
El diseño de este sistema de tierras se apega a las normas NOM-001-SEDE-2012 y a la norma IEEESTD-802000, por lo que se sigue un diagrama de flujo que se puede ver en el anexo 1, figura 4.
Paso 1. Datos de campo
Se cuenta con el plano del arreglo de la Subestación Eléctrica el cual muestra que el proyecto detallado. En
este caso podemos realizar el cálculo del sistema de tierras considerando el proyecto tal y como se muestra en
el plano correspondiente.
Por lo tanto el área que ocupará el sistema de tierras será de:
Área = 19 x 31 589 m2
La profundidad a la que serán enterrada la malla es: 0.6 metros
Se realizaron mediciones de resistencia del terreno para determinar:
1. Su resistividad
2. La profundidad a la que se encuentran las diferentes capas de tierra
Estas mediciones se realizaron basándose en la recomendación del estándar ANSI/IEEE Std. 81- 1983, donde
se decidió dividir el terreno en partes iguales y obtener las mediciones de resistencia en cada una de las zonas
divididas y en los dos niveles si se trata de un suelo de dos capas. El método utilizado para la medición de la
resistencia del terreno para la determinación de la resistividad fue el de Wenner.
PASO 2. Calibre mínimo del conductor.
La máxima corriente de circuito corto calculada en la Subestación fue determinada previamente en el análisis
de circuito corto mediante el método de componentes simétricas y se encontró que el valor de la corriente de
falla monofásica a tierra es el siguiente:
Icfe = 2340.00 Amperes
Ig = 2876.51 Amperes
Cálculo de la corriente de falla simétrica de la malla.
Esta corriente será determinada por medio de la siguiente fórmula:
Ecuac……..(3.3a)
77
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Dónde:
IG = Valor rms de la corriente simétrica de malla en A
Df = Factor de decremento para la duración total de la falla tf
Cp = Factor de proyección encontrado para el incremento relativo de la corriente de falla.
Ig = Corriente máxima de la red en A
Con el valor de corriente anterior se calcula el calibre mínimo del conductor de cobre necesario para la red de
tierras:
Ecuac……..(3.3b)
Dónde:
AKCM = Sección transversal del conductor en kilo circulars mils
Kf = Constante del material a la temperatura de 1084
PASO 3. Cálculo de las tensiones de paso y contacto.
Para una capa superficial de concreto de 0.1 m de espesor en la superficie la subestación, con una resistividad
superficial 6000Ώ-m
En este caso la capa de suelo se encuentra inmediatamente debajo de la capa de concreto cuya resistividad del
terreno es de:
29 Ώ-m y el tipo de terreno es: Arcilla arenosa y limo con estos valores vamos a calcular el factor de reflexión
con la siguiente fórmula:
Ecuac……..(3.3c)
Dónde:
Ρ = Resistividad del terreno
ρ s = Resistividad superficial de la capa sobre el terreno
78
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
El factor de reducción de Cs, es una ecuación empírica y es la reducción de la superficie de la capa de material
superficial en nuestro caso de:
Ecuac……..(3.3d)
Dónde:
h2 = Altura de la capa superficial
Tensiones de paso para una persona de 50 kg
Ecuac……..(3.3e)
Tensiones de paso para una persona de 70 kg
Ecuac……..(3.3f)
Tensiones de contacto para una persona de 50 kg
Ecuac……..(3.3g)
Tensiones de contacto para una persona de 70 kg
Ecuac……..(3.3h)
Dónde:
ts = Tiempo de apertura del interruptor en segundos
79
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
PASO 4. Diseño inicial de malla.
En éste paso se considera una estimación inicial de la malla, es decir el número de conductores y
espaciamiento de los mismos, el número de varillas y la profundidad de la malla. El cálculo de los conductores
se realizó en el paso 2.
Consideramos una malla de cobre con longitud de:
19x31 metros
Enterrada a una profundidad de 0.6 metros y una cantidad de 6varillas de tierra cooperweld de longitud:
3.06metros con un arreglo de 2 conductores a lo largo o paralelos y 3 conductores a lo ancho o transversales.
En la figura 3.4 tenemos el arreglo inicial de la malla de puesta a tierra.
1
2
4
3
2.550
6
7
9
8
5
0.700
5.500
11
10
0.370
5.130
2.475
5.477
3.025
8376
5.500
0.700
2.550
4.500
N.C.
8.500
10%
PEND.
SUBE
31.19
N.B.
8.600
CONTINUA A RED DE
TIERRAS EN EL PLANO
L-213.
CONTINUA A RED DE
TIERRAS EN EL PLANO
L-213.
6
6
13
6
6
13
6
0.6 cm DE PROFUNDIDAD
6
31 22
ACCESO
6
1.900
0.775
2%
1
TQ. DIESEL
1.990
31 22
L-108
31 22
PARARRAYOS
4.265
1
1.20m
PEND.
A
L-108
B.A.P.
PEND.
1
6
6
R.E.
16
10
1.564
0.648
1.564
20
8.800

1
31 22
9.349
0.6 cm DE PROFUNDIDAD
TRANSFORMADOR
1000/1150 KVA
16
6
6
1.724
13
13
6
8.950
12
14
11
15
10
16
9
17
8
18
7
19
1
6
10
8.155
6
10

2%
2%

10
PEND.
4
1.500
5
6
6
6
3
10
6
6
SUBE
1
2
1
1
31 22
31 22
SUBE
SUBE A MALLA DE P.A.
1
13
16
13
13
4
2
6
16
1.255
5
3
6
3.500
C
P. DE EMERGENCIA
900 kW 16
6
20
19.26
8
7
1.496
20

FACHADA SUR
9
18
0.6 cm DE PROFUNDIDAD
20
5.000
11
10
17
31 22
FACHADA NORTE
1
15
16
1319 6
20
1.497
4.879
6
12
2.032
13
14


2%
4.559
6
PEND.
B
6
31 22
L-108
SUBE A MALLA DE P.A.
L-108
6
2.865
3.500
SUBE A MALLA DE P.A.
1
1.20m
6
SUBE A MALLA DE P.A.
20
R.E.
1
16
1.20m
6
PARARRAYOS
31 22
6
CONTINUA A RED DE
TIERRAS EN EL PLANO
L-213.
CTO. DE CHAROLAS
CUARTO DE
BATERIAS
PARARRAYOS
6
E
ACCESO DE
PERSONAL
4.305
1
D-303
ACCESO DE PERSONAL
PARARRAYOS
D
1.20m
6
6
6
31 22
B.A.P.
6
1.20m
1
31 22
FACHADA PONIENTE
1
31 22
6
13
13
6
10
R.E.
0.6 cm DE PROFUNDIDAD
R.E.
13
13
6
PLANTA BAJA
Figura 3.4- Diseño inicial de la malla de tierras
80
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
PASO 5. Determinación de la resistencia de la malla.
Calculamos La resistencia del sistema de tierras preliminarmente, dicho valor de resistencia ya se calculó en el
paso 2 debido a que su valor era necesario para poder determinar el factor de división de corriente. Cuando el
valor de la resistencia de la malla no es necesario para determinar el factor de división de corriente, hasta este
paso es cuando se calcula.
Ecuac……..(3.3i)
Dónde:
h = Profundidad de los cables enterrados
PASO 6. Máxima corriente de malla IG.
En este paso se determina la IG aplicando la fórmula correspondiente, dicha corriente ya ha sido calculada en
el paso No. 2, ya que era necesaria para determinar el calibre mínimo del conductor de la malla.
Cálculo de la corriente de falla simétrica de la malla. Esta corriente será determinada por medio de la siguiente
fórmula:
Ecuac……..(3.3a)
Dónde:
IG = Valor rms de la corriente simétrica de malla en A
Df = Factor de decremento para la duración total de la falla tf
Cp = Factor de proyección encontrado para el incremento relativo de la corriente de falla durante el período de
vida de la subestación
Ig = Corriente máxima de la red en A
PASO 7, Cálculo del máximo potencial de elevación (GPR).
En éste paso se determina la elevación de potencial de tierra GPR, éste valor no debe exceder la tensión
máxima de contacto tolerable Ec 70. Además el valor máximo de la elevación del potencial de tierra no debe
ser mayor de 5000 Volts, en caso de excederlo seguir los pasos siguientes del 8 al 12.
Ecuac……..(3.3j)
81
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
PASO 8. Tensión de malla.
En éste paso vamos a calcular los potenciales de contacto de malla (Em) y potenciales de paso de la malla (Es)
actuales, es decir los que tenemos con el diseño de la malla realizado en el paso 4, para posteriormente
compararlos con los potenciales de paso y contacto máximos permisibles y normativos calculados
anteriormente en el paso 3.
Ecuac……..(3.3k)
Ecuac……..(3.3l)
Ecuac……..(3.3m)
Ecuac……..(3.3n)
Dónde:
PASO 9. Comparación de valores entre tensión de contacto de malla (Em) y tensión de contacto tolerable o
permisible (Ec 70)
Si la tensión de contacto permisible para una persona de 70 kg, es mayor a la tensión de malla, el diseño es
correcto, es decir:
82
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Se debe cumplir esta condición para que el diseño sea correcto y pasar al paso 12.
Ecuac……..(3.3o)
En caso de no cumplir con esta condición, pasar al paso 11, para modificación de diseño.
PASO 10. Comparación de valores entre tensión de paso de malla (Es) y tensión de paso tolerable o permisible
(Ep 70)
Se debe cumplir esta condición para que el diseño sea correcto y pasar al paso 12.
Ecuac……..(3.3p)
En caso de no cumplir con esta condición, pasar al paso 11, para modificación de diseño.
PASO 11. Modificación de diseño
En caso de no cumplir con las condiciones de diseño, se modificarán parámetros como incremento del área de
la malla, incremento de cables transversales y paralelos, modificar el tiempo de operación de los interruptores
para liberar la falla más rápidamente, tratar el terreno con compuestos retenedores de humedad, etc.
PASO 12. Detallar diseño
Completar el diseño, como cables de conexiones para equipos y gabinetes, cables para aterrizar neutros de
transformador, apartarrayos, puertas, rejas, interconexión de varias mallas en caso de existir, conexión con
electrodos adicionales de sites de cómputo cercanos, electrodos para acometidas, sistemas de pararrayos en
caso de ser necesario, sistemas de tierras de grupos generadores, etc.
Las tablas utilizadas para el diseño y cálculo de la malla de tierras de la subestación eléctrica, las podemos
observar en el Anexo 1,” Tablas y Diagramas de referencia para el cálculo de una malla de tierras para una
Subestación Eléctrica”.
En las Figuras 3.5, 3.6, 3.7, 3.8, y 3.9
medio del software.
tenemos el desarrollo del cálculo del sistema de puesta a tierra por
83
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Calculo por software
Figura 3.5- Selección del tipo de malla de tierras.
84
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Figura 3.6-Caracteristicas del terreno.
85
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Corriente monofásica *1
Figura 3.7-corriente de corto circuito y cálculo de la selección transversal
86
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Figura 3.8-Potenciales de paso y contacto.
87
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Figura 3.9-Tension de malla y resultado de análisis.
88
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
La malla propuesta originalmente cumple correctamente de acuerdo a los cálculos realizados.
Pero la malla final se realizara de forma más segura, incrementando los electrodos transversales de la malla, ya
que esto es solicitado por parte de PEMEX REFINACION, lo podemos ver en el punto 4 de las
Consideraciones de un sistema de puesta a tierra, en el capítulo 2 pag. 56 donde nos dice:
4)
La malla principal en las subestaciones debe formarse con cable de cobre desnudo, temple semiduro,
con una sección de acuerdo al cálculo y no menor de 107,2 mm2 (4/0 AWG). La malla principal en edificios
y/o plantas de proceso, debe formarse con cable de cobre desnudo temple semiduro con tamaño (calibre) de
acuerdo al cálculo y no menor de 67,43 mm2 (2/0 AWG.). En las subestaciones los cables paralelos de la
malla de tierra, no deben tener una separación mayor a 7 m y en las áreas de plantas de proceso, no mayor de
15 m. La malla de tierras debe ser enterrada a una profundidad de 0,6 m del nivel de piso terminado
Con base a esto la malla considerada originalmente es corregida como se determina en el punto 4.
El diseño de la malla final de la subestación se puede ver en el Anexo 1, “Planos de sistema de puesta a tierra
para una TERMINAL DE ALMACENAMIENTO Y REPARTO DE COMBUSTIBLE”.
89
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Capítulo 4: Costos del Proyecto.
4.1 Costos del proyecto.
Este tesis tiene el propósito de indicar los métodos y criterios a aplicar durante el desarrollo de la ingeniería de
detalle para la Procura, Construcción, Pruebas y Puesta en Operación del sistema de puesta a tierra de las
instalaciones de la nueva Terminal de Almacenamiento y Reparto Tapachula (TART)
El desarrollo de la ingeniería de detalle para el sistema de puesta a tierra de las instalaciones indicadas en el
plano de localización general de equipos e instalaciones en la Terminal, “plano L-213 del ANEXO 1 Lista de
planos”, se desarrolló como lo establece la norma oficial mexicana NOM-001-SEDE-2005, la norma de
referencia NRF-048-PEMEX-2007 y normas de vigentes.
Los dibujos detallarán lo necesario para ser utilizados conjuntamente con las NRF's de equipo eléctricos, para
la correcta ejecución de la instalación y construcción
Para PEMEX REFINACION es importante la evaluación de distintos proveedores concursantes para el
desarrollo de un proyecto, el sistema de puesta a tierra es una de las tantas partidas a ejecutar para la
instalación, construcción y puesta en operación de una TAR. Estos proveedores se someten a una evaluación
en donde se determina la mejor oferta, tomando de referencia puntos importantes como, precio, tiempo de
entrega, cumplimiento con la normatividad vigente de cada uno de los materiales, experiencia en su personal
calificado, etc.
Los proveedores concursantes que cumplan las condiciones y exigencias de PEMEX REFINACION deberán
apegarse a los lineamientos que se marquen en contrato.
Una vez realizada la selección de los proveedores, hablaremos de los costos del proyecto para el desarrollo de
la ingeniería de detalle y costo de material y mano de obra para la correcta instalación, construcción y puesta
en operación de la TART.
90
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
4.2 Costo de Ingeniería.
Los costos de la ingeniería generados por la ingeniería de detalle.
Costo del personal de la ingeniería, estos costos son en moneda nacional más IVA
Tabla 4.1 costo de ingeniería:
Partida
1
2
Descripción
Coordinador de
Especialistas
Jefe de especialidad
Cantidad
1
Horas
150
Costo por hora (MXP)
1,100
Importe (MXP)
165,000
1
120
900
108,000
3
Proyectista
1
100
450
45,000
4
Dibujante
1
80
150
12,000
Costo del personal para la ingeniería de detalle
330,000
91
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
4.3 Costo de Material y Mano de Obra.
PEMEX REFINACION
DESCRIPCIÓN
SUMINISTRO E INSTALACION DE PINZAS PARA
MOLEDE
EXOTERMICOINCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN.
SUMINISTRO E INSTALACION DE MOLDE PICONEX.
EXOTERM. TIPO "XB" CAl 4/0 A 4/0 CAT # XBM-2Q2Q
INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN
SUMINISTRO E INSTALACION DE MOLDE PICONEX.
EXOTERM. TIPO 'TA" CAl 4/0 A 4/0 CAT #T AC-2Q2Q
INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN
SUMINISTRO E INSTALACION MOLDE PICONEX.
EXOTERM. TIPO 'TA" CAl 4/0 A 2/0 CAT #T AC-2Q2G
INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN
SUMINISTRO E MOLDEPICONEX. EXOTERM. TIPO
'TA"
CAl 4/0 A 2 CAT #TAC-2Q1V
INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN
SUMINISTRO E INSTALACION MOLDEPICONEX.
EXOTERM. TIPO 'TA" CAl 4/0 A 4 CAT #TAC-2Q1L
INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN
SUMINISTRO E INSTALACION MOLDE PICONEX.
EXOTERM. TIPO "SS" CAl 4/0 A 4/0 CAT# SSC-2Q
INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN
SUMINISTRO E INSTALACION MOLDE PICONEX.
EXOTERM. TIPO 'TA" CAl 2/0 A 2/0 CAT #TAC-2G2G
INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN
SUMINISTRO E INSTALACION MOLDE PICONEX. EX
OTERM. TIPO "G'f' CAl 4/0 A VAAILLA CAT GYE182Q
INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN
UNIDAD
CANTIDAD
PRECIO
IMPORTE
PZAS
50
$ 655.82
$32,791
PZAS
5
$ 1,583.25
$7,916
PZAS
5
$ 1,583.25
$7,916
PZAS
5
$ 1,583.25
$7,916
PZAS
5
$ 1,583.25
$7,916
PZAS
5
$ 1,583.25
$7,916
PZAS
5
$ 1,583.25
$7,916
PZAS
25
$ 1,583.25
$39,581
PZAS
5
$ 1,583.25
$7,916
92
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
PEMEX REFINACION
DESCRIPCIÓN
SUMINISTRO E INSTALACION DE MOLDE PICONEX.
EXOTERM. TIPO "GR" CAl 2/0 A VARILLA CAT GRC182G
INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN.
SUMINISTRO E INSTALACION DE
VARILLACOPPERWELD DE 19 mm.0 x 3000 mm LONG
INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN.
SUMINISTRO E INSTALACION DE CABLE DE COBRE
DESNUDO CLASE '13" 19 HILOS TRENZADO 4/0 AWG
INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN.
SUMINISTRO E INSTALACION DE CABLE DE COBRE
DESNUDO CLASE '13" 19 HILOS TRENZADO 2/0 AWG
INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN.
SUMINISTRO E INSTALACION DE CABLE DE COBRE
DESNUDO CLASE '13" 7 HILOS TRENZADO 2 AWG
INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN.
SUMINISTRO E INSTALACION DE CABLE DE COBRE
DESNUDO CLASE '13" 7 HILOS TRENZADO 4 AWG
INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN.
SUMINISTRO E INSTALACION DE CARTUCHO
P/CONEXION EXOTERMICA CATAlOGO # 250 F-20
INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN.
SUMINISTRO E INSTALACION DE CARTUCHO
P/CONEXION EXOTERMICA CATAlOGO # 150 F-20
INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN.
SUMINISTRO E INSTALACION CARTUCHO
P/CONEXION EXOTERMICA CATAlOGO # 90 F-20
INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN
UNIDAD
CANTIDAD
PRECIO
IMPORTE
PZAS
15
$ 1,583.25
$23,749
PZAS
80
$ 355
$28,400
MTS
250
$ 255.38
$63,845
MTS
7500
$ 186.46
$1,398,450
MTS
1500
$ 112.14
$168,210
MTS
1000
$ 89.76
$89,760
PZAS
90
$ 65.5
$5,895
PZAS
200
$ 58.3
$11,660
PZAS
100
$ 50.59
$5,059
93
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
PEMEX REFINACION
DESCRIPCIÓN
SUMINISTRO E INSTALACION DE TUBO CONDUIT
PARED GRUESA GALVANIZADO 25mm
INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN.
SUMINISTRO E INSTALACION DE BARRA DE
TIERRAS DE COBRE ESTAÑADO CON AISLADORES
DE RESINA EPOXICA PARA 600 V DE ¼”X4”X12”
INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN.
SUMINISTRO E INSTALACION DE TUBO DE
ALBAÑAL DE 30cm DE ANCHO POR 100cm DE
LARGO
INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN.
SUMINISTRO E INSTALACION DE
CONECTOR PARA TUBO
HASTA 25 MM
INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN.
SUMINISTRO E INSTALACION DE CONECTOR PARA
TUBO DE 38 A 51 MM.
INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN.
SUMINISTRO E INSTALACION DE CONECTOR PARA
TUBO DE 64 A 102 MM.
INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN.
SUMINISTRO E INSTALACION DE
UNIDAD
CANTIDAD
PRECIO
IMPORTE
PZAS
45
$ 90.28
$4,063
PZAS
30
$ 650.57
$19,517
PZAS
80
$ 254.23
$20,338
PZAS
100
$ 135.35
$13,535
PZAS
50
$ 159.21
$7,961
PZAS
50
$ 178.98
$8,949
PZAS
60
$ 125.26
$7,516
PZAS
300
$ 17.15
$5,145
PZAS
500
$ 4.17
$2,085
ZAPATA TERM.CAT.YA2C-L
PONCH.( 2 AWG)
INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN.
SUMINISTRO E INSTALACION DE
DE ABRAZADERA 25mm
UÑA (1") PARED GRUESA ANCLO
INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN.
SUMINISTRO E INSTALACION
DE PIJA ACERO INOXIDABLE DE
3/16 X 1-1/2 PARA TAQUETE 1/4.
INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN
94
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
PEMEX REFINACION
DESCRIPCIÓN
SUMINISTRO E INSTALACION DE TORNILLO PUNTA BROCA
CABEZA HEZAGONAL 1/4 X 11/2.
INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN.
SUMINISTRO E INSTALACION TAQUETE DE NYLON 1/4
INCLUYE: SUMINISTRO INCLUYE: SUMINISTRO,
INSTALACIÓN,ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO
PARA SU CORRECTA EJECUCIÓN.
SUMINISTRO E INSTALACION DE CONECTOR MECANICO
P/TIERRAS “QR 28 RECTO”COBRE
INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN.
SUMINISTRO E INSTALACION DE CONECTOR MECANICO
P/TIERRAS “GQ”COBRE
INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN.
SUMINISTRO E INSTALACION DE CONECTOR MECANICO
P/TIERRAS “GAR”COBRE
INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN.
SUMINISTRO E INSTALACION DE CONECTOR MECANICO
P/TIERRAS “CP”COBRE
INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN.
SUMINISTRO E INSTALACION DE CONECTOR MECANICO
P/TIERRAS “GBM”COBRE
INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN
SUMINISTRO E INSTALACION DE COMPUESTO SELLADOR
DE TUBERIA “CHICO A -24”
INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN
SUMINISTRO E INSTALACION DE CONECTOR MECANICO
TIPO TERMINAL DE ANILLO CAT. BBY14-6
INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN
UNIDAD
CANTIDAD
PRECIO
IMPORTE
PZAS
500
$ 1.20
$600
PZAS
300
$ 0.45
$135
PZAS
55
$ 128.34
$7,059
PZAS
60
$ 136.20
$8,172
PZAS
50
$ 128.34
$6,417
PZAS
40
$ 115.58
$4,623
PZAS
35
$ 155.49
$5,442
GAL
50
$ 228.78
$11,439
PZAS
100
$ 146.85
$14,685
95
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
PEMEX REFINACION
DESCRIPCIÓN
UNIDAD
SUMINISTRO E INSTALACION DE MOLDE PARA
CONEXIÓN EXOTERMICA TIPO “RXC-2G”
INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN.
SUMINISTRO E INSTALACION DE CONECTOR
MECANICO P/TIERRAS “GB-26” COBRE
INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN
SUMINISTRO E INSTALACION DE TORNILLO CABEZA
HEXAGONAL ROSCADO AC.GALV.6.35X32mm.LONG
INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN.
SUMINISTRO E INSTALACION DE TUERCA
HEXAGONAL ROSCA AC. GAL,V. 6.35mm DE DIAMETRO
INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN,
ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU
CORRECTA EJECUCIÓN.
CANTIDAD
PRECIO
IMPORTE
PZAS
10
$ 1,583.25
$15,833
PZAS
25
$ 124.32
$3,108
PZAS
250
$ 5.25
$1,313
PZAS
250
$ 1.48
$370
Costo Total Material y Mano de Obra
$2,091,117
Gran total:
Tabla 4.2 costos totales:
Costos Totales
Costo del personal para la ingeniería de detalle
Costo Total de Suministro de Material y Mano de Obra
Gran total
Costo en (MXP)
330,000
2,091,117
2,421,117
Estos costos son en moneda nacional más IVA
Estos costos son válidos hasta 15 de Diciembre 2014
96
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Conclusiones
Actualmente, la calidad de la energía eléctrica en los hogares, oficinas, comercios y principalmente para
nosotros en este tema de la industria petroquímica, así como los cambios climáticos que al paso del tiempo
generan descargas atmosféricas con mayor número de eventos por kilómetro cuadrado, estas conllevan a
campos eléctricos generadores de cargas estáticas indeseables, es un aspecto muy importante que hay que
tener presente. Efectivamente, hasta hace algunos años no había que otorgar mayor atención a nuestros
equipos eléctricos y electrónicos, los cuales eran rudos y escasamente sensibles a variaciones en su línea de
alimentación. En la actualidad basta mirar a nuestro alrededor para darse cuenta de la infinidad de equipos
electrónicos complejos con que contamos. Esta complejidad de equipos trae consigo un sinfín de beneficios,
pero también trae la desventaja de que son equipos extremadamente sensibles a cargas estáticas y mínimas
variaciones de voltaje. Esto los hace particularmente vulnerables a problemas eléctricos que anteriormente
pasaban desapercibidos.
Teniendo esto como antecedente, es importante tomar en cuenta un buen diseño de puesta a tierra, ya que este
aumentara la seguridad del personal como la durabilidad de los equipos altamente sensibles y de alto valor
económico.
El presente trabajo es un apoyo para el diseño de un sistema de puesta a tierra para una Terminal de
Almacenamiento y Reparto de Combustible, con un fundamento apoyado en la normatividad, para la
aplicación correcta de todos los elementos necesarios para una adecuada protección, tomando como base el
diseño de la Terminal de Almacenamiento y Reparto Tapachula.
Por último aportamos información, recomendaciones y métodos bajo la normatividad vigente nacional para la
elaboración de un diseño de puesta a tierras que son de gran ayuda para todo aquel que requiera una consulta
de este tema.
97
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Bibliografía.
NOM-001-SEDE-2005. Instalaciones Eléctricas (utilización).
NOM-022-STPS-2008. Electricidad Estática en los Centros de Trabajo- Condiciones de Seguridad.
NRF-048-PEMEX-2007 Diseño de Instalaciones Eléctricas
NRF-011-CFE-2004. Sistemas de Tierra a Plantas y Subestaciones Eléctricas.
NRF-070-PEMEX-2011 Sistemas de Protección a Tierra para Instalaciones petroleras
NMX-J-549-ANCE-2005 Sistema de Protección contra Tormentas Eléctricas - Especificaciones, Materiales y
Métodos de Medición
IEEE Std 80-2000 IEEE Guide for Safety in AC Substation Grounding
Libro de Oro de Puesta aTierra Universal. Javier Oropeza Angeles
Soluciones Prácticas para la Puesta a Tierra de los Sistemas Eléctricos de Distribucion. Pablo Diaz- Mc Graw
Hill
98
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Anexo 1
Tablas y Diagramas de referencia para el cálculo de una malla de tierras para una
Subestación Eléctrica.
Figura 1.- Diagrama de flujo para procedimiento de cálculo.
99
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Tabla 1 – Constantes del
material
Descripción
Conductividad del
material (%)
Factor αr a 20 ºC
(1/ºC)
Ko a 0 ºC (0 ºC) Temperatura de fusión Tm ρr 20 ºC (μ?·cm)
(ºC)
Cobre
100
0.003 93
234
1083
1.72
3.42
Cobre comercial
97
0.003 81
242
1084
1.78
3.42
Alambre de acero
cubierto con cobre
40
0.003 78
245
1084
4.4
3.85
Alambre de acero
cubierto con cobre
30
0.003 78
245
1084
5.86
3.85
Varilla de acero
cubierta con cobre
20
0.003 78
245
1084
8.62
3.85
Aluminio grado EC
61
0.004 03
228
657
2.86
2.56
Aleación de
aluminio 5005
53.5
0.003 53
263
652
3.22
2.6
Aleación de aluminio
6201
52.5
0.003 47
268
654
3.28
2.6
Alambre de acero
cubierto con
aluminio
20.3
0.003 60
258
657
8.48
3.58
Acero 1020
10.8
0.001 60
605
1510
15.9
3.28
Varilla de acero
cubierta con acero
inoxidable
9.8
0.001 60
605
1400
17.5
4.44
Varilla de acero
cubierta con zinc
8.6
0.003 20
293
419
20.1
3.93
Acero inoxidable
304
2.4
0.001 30
749
1400
72
4.03
Capacidad TCAP térmica
[J/(cm³·ºC)]
Tabla 1.- Constantes del material
100
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Material
Conductividad (%)
Tm (ºC)
Kf
Cobre
100
1083
7
Cobre comercial
97
1084
7.06
Cobre comercial
97
250
11.78
Alambre de acero cubierto con
cobre
40
1084
10.45
Alambre de acero cubierto con
cobre
30
1084
12.06
Varilla de acero cubierta con cobre
20
1084
14.64
Aluminio grado EC
61
657
12.12
Aleación de aluminio 5005
53.5
652
12.41
Aleación de aluminio 6201
52.5
654
12.47
Alambre de acero cubierto con
aluminio
20.3
657
17.2
Acero 1020
10.8
1510
15.95
Varilla de acero cubierta con acero
inoxidable
9.8
1400
14.72
Varilla de acero cubierta con zinc
8.6
419
28.96
Acero inoxidable 304
2.4
1400
30.05
Tabla 2.- Constantes del material
101
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Tabla 5 – Capacidad de los conductores de cobre para conducir
corriente;
Los valores de corriente son RCM, para frecuencia de 60 c.p.s., X/R = 10,
Corriente en kiloamperes
Tamaño del
Sección 6 ciclos (100
cable AWG nominal, mm²
ms)
15 ciclos
(250 ms)
30 ciclos
(500 ms)
45 ciclos
(750 ms)
60 ciclos (1 180 ciclos (3
s)
s)
#2
33.63
27
19
13
11
9
5
#1
42.41
35
23
17
14
12
7
1/0
53.48
44
30
21
17
15
9
2/0
67.42
56
38
27
22
19
11
3/0
85.03
70
48
34
28
24
14
4/0
107.2
89
60
43
36
31
18
250 kcmil
126.65
105
71
51
42
36
21
350 kcmil
177.36
147
99
72
59
51
30
Tabla 6 – Capacidad de los conductores de cobre para conducir
corriente;
Los valores de corriente son RCM, para frecuencia de 60 c.p.s., X/R = 0,
Corriente en kiloamperes
Tamaño del
Sección 6 ciclos (100
cable AWG nominal, mm²
ms)
15 ciclos
(250 ms)
30 ciclos
(500 ms)
45 ciclos
(750 ms)
60 ciclos (1 180 ciclos (3
s)
s)
#2
33.63
31
19
14
11
9
5
#1
42.41
39
24
17
14
12
7
1/0
53.48
49
31
22
18
15
9
2/0
67.42
62
39
28
22
19
11
3/0
85.03
79
50
35
28
25
14
4/0
107.2
99
63
44
36
31
18
250 kcmil
126.65
117
74
52
43
37
21
350 kcmil
177.36
165
104
73
60
52
30
Tabla 5 y 6.-Capacidad de los conductores de cobre para conducir corriente.
102
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Tabla 7 – Resistividades típicas del
material superficial
Resistividad de la muestra Ω·m
Descripción del material superficial
Humedo
Seco
Grava
140 x 106
1300 (agua de tierra 45 Ω ·m)
Grava fina de 0.04 m
4000
1200 (agua delluvia, 100 W)
Granito 0.02-0.025 m
----
6513 (10 min despúes 45 Ω ·m agua
drenada)
Granito lavado #4, 0.025-0.05 m
1.5 x 106 a 4.5 x 106
6
Granite lavado #3, 0.05-0.1
2.6 x 10 a 3 x 10
6
7 x 10
Granite lavado, similar to la grava de 0.02 m gravel.
2 x 106
Granite, similar a grava pequeña
40 x 106
190 x 10
6
5000 (agua de lluvia, 100 Ω ·m)
10 000 (agua de lluvia,
100 Ω ·m)
2000-3000 (agua de tierra, 45 Ω ·m)
limestone lavado (Mich.).
Granite lavado #57, 0.02 m
6
10 000
5000
6
45 Ω ·m)
8000 (agua de tierra,
6
Asfalto.
2 x 10 a 30 x 10
Concreto.
1 x 106 a 1 x 109 a
10 000 a 6 x 10
6
21 a 100
Tabla 7.-Resistividades típicas de la capacidad del material
Tabla 8 – Factor de decremento
Fault duration, tf
Seconds
0.008 33
0.05
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.75
1
Decrement factor, Df
Cycles at 60 Hz
0.5
3
6
12
18
24
30
45
60
X/R = 10
1.576
1.232
1.125
1.064
1.043
1.033
1.026
1.018
1.013
X/R = 20
1.648
1.378
1.232
1.125
1.085
1.064
1.052
1.035
1.026
X/R = 30
1.675
1.462
1.316
1.181
1.125
1.095
1.077
1.052
1.039
X/R = 40
1.688
1.515
1.378
1.232
1.163
1.125
1.101
1.068
1.052
Tabla 8.-Factor de decremento.
103
SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Planos de sistema de puesta a tierra para una TERMINAL DE
ALMACENAMIENTO Y REPARTO DE COMBUSTIBLE.
Lista de planos:
a) L.108 Red de Tierra de la Subestación Eléctrica
b) L.213 Red General de Tierras
c) L.452 Llenaderas de Autotanques Sistema de Tierras
d) L.453 Descargaderas de Autotanques Sistema de Tierras
e) L.460 Área de Tanques de Producto Sistema de Tierras
f) L.461 Arreglo de Bombas de Gasolina y Diesel Sistema de Tierras
g) L.451 Sistema de Tierras Central Contra Incendio
h) L.455 Laboratorio Control de Calidad Sistema de Tierras
i)
L.454 Oficinas Administrativas Planta Baja Sistema de Tierras
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