Sistemas de puesta a tierra en lineas de transmision

LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

SISTEMAS DE TIERRA EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

SISTEMAS DE TIERRA EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

UNIVERSIDAD CATÓLICA DE SANTA MARIA PROGRAMA PROFESIONAL DE INGENÍERIA MECÁNICA, MECÁNICA ELÉCTRICA Y MECATRÓNICA

TEMA: SISTEMAS DE TIERRA EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

ALUMNOS: ALEX BUHESO PETER CHÁVEZ ORDOÑEZ REMY GONZALES SALAZAR LUIS

AREQUIPA – PERÚ 2013

Sistemas de Tierra en Líneas de Transmisión Contenido

Índice Introducción....................................................................................................................................... 9

Capítulo I Conceptos Básicos............................................................................................................................10 Línea de Transmisión ................................................................................................................... 11 Características de una Línea de Transmisión............................................................................14 Tipos de líneas de transmisión ................................................................................................. 15 Longitud Eléctrica de una Línea de Transmisión ...................................................................... 16 Pérdidas en la línea de transmisión .......................................................................................... 17 Estructuras Normalizadas para Líneas de Transmisión ................................................................ 18 Seguridad de las Obras Civiles .................................................................................................. 20 Clasificación de las diferentes Fallas Eléctricas en Líneas de Transmisión .................................. 24 Incidencia de Descargas Atmosféricas ......................................................................................... 28 Densidad de Rayos a Tierra ...................................................................................................... 31 Número de descargas que inciden en una Línea de Transmisión .............................................32

Capítulo II Determinación del Ángulo de Blindaje .............................................................................................33 Ángulo de blindaje .......................................................................................................................34 Características de la línea en estudio ....................................................................................... 35 Métodos de ubicación del cable de guardia ............................................................................. 36 Métodos clásicos ..........................................................................................................................37 6

Sistemas de Tierra en Líneas de Transmisión Contenido Falla de Blindaje ...........................................................................................................................43 Índices de Salidas de Líneas de Transmisión por fallas de Blindaje ..............................................46

Capítulo III Sistemas de Tierra ............................................................................................................................48 Sistemas de Conexión a Tierra ..................................................................................................... 49 Tipos de Puesta a Tierra ...............................................................................................................51 Puesta a Tierra para Protección ...............................................................................................51 Puesta a Tierra para Funcionamiento ...................................................................................... 51 Definiciones .................................................................................................................................52 Métodos para conocer el valor de la Resistencia Eléctrica de un Sistema de Tierra ....................53 Método Wenner o de los Cuatro Electrodos ............................................................................55 Medición de la Resistividad del Suelo y Resistencia Eléctrica en Líneas Aéreas en Construcción 60 Método de Caída de Potencial ................................................................................................. 62 Medición de la Resistividad del Suelo y Resistencia Eléctrica en Líneas Aéreas en Operación .... 65 Reducción de Valores de Resistencia de Conexión a Tierra en Torres de Transmisión ................68 Métodos de mejoramiento ......................................................................................................69 Recomendaciones para diferentes resistividades del terreno ..................................................... 72

Anexo I Índice de Interrupciones por Flameo Inverso...................................................................................76 Flameo Inverso .............................................................................................................................77 Número de salidas por flameo inverso ........................................................................................ 80

Anexo II Principio de Medición de Resistencia Eléctrica de Redes de Tierra..................................................82

Anexo III Requerimientos de Calibración de Medidores de Resistencia de Tierra .......................................... 85

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Sistemas de Tierra en Líneas de Transmisión Contenido Anexo IV Errores Frecuentes en la Medición de Resistividad y Resistencia ...................................................88

Anexo V Fabricación de Electrodos en Campo para Sistemas de Tierra .........................................................92

Conclusión........................................................................................................................................ 96

Bibliografía ....................................................................................................................................... 97

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Sistemas de Tierra en Líneas de Transmisión

Capítulo I Conceptos Básicos

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Capítulo I

Línea de Transmisión Las líneas de transmisión eléctricas sirven para transportar y distribuir energía eléctrica, se dividen principalmente en dos grandes categorías, líneas de transmisión aéreas y líneas de transmisión subterráneas. En 1891, se realizó la primera transmisión de potencia alterna trifásica, esta, se llevo a cabo desde una central hidroeléctrica de 200 kw en Alemania, a una distancia de 170 km, dicha energía se aplicaba a un motor asincrónico trifásico de 75 kw que accionaba a una unidad de bombeo. El desarrollo de las aplicaciones industriales de la electricidad que iniciaron a fines del siglo XIX, se orientaron sobre dos caminos, la corriente continua y la corriente alterna, esta última en distintas frecuencias exigidas en algunos casos por distintas necesidades. Pasado el tiempo se fueron unificando en las hoy difundidas 50 y 60 Hz. Si se analiza cual es la mejor frecuencia para la transmisión de potencia eléctrica a gran distancia, se observa que 50 Hz es mejor que 60 Hz, y si se intenta optimizar, se llega a la conclusión que a menor frecuencia, mejor transmisión. Dado que la transmisión de potencia eléctrica a distancia fue difundida hasta el año de 1930, la optimización en el aspecto de la frecuencia no fue tomada como un factor de diseño y cuando, en años posteriores, se comenzó a considerar dicho aspecto, la frecuencia a 60 o 50 Hz

11


Capítulo I

era ya de uso estandarizado y difícilmente se cambiaría. Esto debido a que, tanto empresas como usuarios, contaban con sistemas que trabajaban en las frecuencias establecidas desde un principio. Poco a poco las necesidades implicaban transmisiones de potencia eléctrica a través de canales o estrechos en el mar con distancias que superaban los 100 km, donde la transmisión de corriente alterna se hizo imposible.

Dando como resultado, la aparición de las primeras

transmisiones de corriente directa con dispositivos de gran tamaño con los que se contaba en la década de los sesenta. Para su estudio y de acuerdo a su longitud, las líneas de transmisión se pueden dividir en: 

Cortas: Con una longitud menor a los 80 km.



Medianas: Con longitudes entre los 80 y 220 km.



Largas: Con longitudes mayores a los 220 km.

Las líneas aéreas están constituidas por conductores en el aire apoyados en estructuras metálicas (torres) y sujetas por medio de aisladores. El aislamiento entre conductores lo proporciona el aire y el aislamiento entre los conductores y tierra se obtiene por medio de las cadenas de los aisladores. Desde el punto de vista del proyecto de las líneas de transmisión, los principales componentes a considerar son: 

Estructuras



Conductores



Aislamientos y herrajes Las estructuras mecánicas que soportan las líneas serán

tratadas en páginas posteriores, mientras que para conductores, la CFE emplea normalmente conductores ACSR que están compuestos de un alma de acero que tiene principalmente funciones mecánicas y externamente una o más capas de hilos de aluminio devanadas en forma de espiral. En las líneas de 400 KV se usan dos conductores por fase con el objetivo de reducir la inductancia y el efecto corona. Cable ACSR

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Capítulo I

Los tipos y calibres de conductores normalmente usados en las líneas de transmisión por la CFE son los siguientes: 

Para 400 KV:

ACSR 1113 KCM



Para 230 KV:

ACSR 900 KCM, ACSR 795 KCM, ACSR 1113 KCM



Para 115 KV:

ACSR 477 KCM, ACSR 795 KCM

Desde el punto de vista eléctrico, los factores que se deben considerar para la selección de un determinado tipo de conductor son: 

Capacidad de conducción de corriente



Máxima caída de tensión permisible



Límite económico de pérdidas



Límite de pérdidas por efecto corona



Nivel máximo permisible de ruido

Como estudio de planeación asociado a las condiciones de operación que presentará la línea, se puede hacer un estudio de capabilidad o cargabilidad en dicha línea de transmisión. La capabilidad se expresa por medio de curvas que relacionan la longitud de la línea con la carga de la misma, el término capabilidad no se refiere específicamente a las propiedades físicas del conductor, como por ejemplo el límite térmico, más bien se analizan ciertos criterios que definen esta capabilidad y que básicamente los siguientes: 

El límite térmico permisible



La máxima caída de voltaje permisible en la línea



El margen de estabilidad en estado permanente Por otra parte, los aisladores representan el punto mecánico de soporte de los

conductores en la estructura y cumplen también con la función de proporcionar el aislamiento ente conductor y tierra dando la distancia eléctrica requerida en el aire y siendo estos de vidrio y porcelana. Los herrajes aportan la seguridad en la operación de una línea, dependiendo en forma particular de la confiabilidad que deben tener los elementos de unión de los conductores, para la fijación de los conductores a los aisladores y para la fijación de estos últimos a la torre.

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Capítulo I

Características de una Línea de Transmisión Las características de una línea de transmisión se determinan por sus propiedades eléctricas, como la conductancia y la constante dieléctrica del aislante, y sus propiedades físicas, como el diámetro del cable y los espaciamientos entre conductores. Estas propiedades, a su vez, determinan las constantes eléctricas primarias: 

Resistencia.



Inductancia.



Capacitancia en derivación.



Conductancia en derivación. La resistencia y la inductancia se presentan a lo largo de la línea, mientras que entre

conductores y tierra ocurren la capacitancia y la conductancia. Las constantes primarias se distribuyen de manera uniforme a lo largo de la línea, por lo tanto, se les llama comúnmente parámetros distribuidos. Los parámetros distribuidos se agrupan por una longitud unitaria dada, para formar un modelo eléctrico artificial de la línea. Las características de una línea de transmisión se llaman constantes secundarias y se determinan con las cuatro constantes primarias.

Impedancia Característica

Cuando se desprecian las pérdidas, es decir, la resistencia en serie, en una línea de transmisión, se obtienen expresiones más sencillas para los parámetros de la línea y por consiguiente los análisis se hacen más sencillos. La impedancia característica de una línea de transmisión real

    , es una cantidad

compleja expresada en ohms, sin embargo en una línea considerada sin pérdidas, la impedancia característica es una cantidad real pura, es d ecir, resistiva. Por lo anterior si una línea se considera sin pérdidas y con una carga igual a su impedancia característica, el flujo de potencia real será igual a

, tomando en cuenta que el perfil de 

voltaje es plano. Dicha potencia se considera como “La cargabilidad de la línea a la impedancia característica” (SIL) (Surge Impedance Loading).

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Capítulo I

Dependiendo de la longitud de la línea, su capacidad de carga de la misma será desde una fracción de su SIL hasta múltiplos (2 o 3 veces).

Tipos de líneas de transmisión Para su estudio, las líneas de transmisión se clasifican generalmente como balanceadas. Con líneas balanceadas de dos cables, ambos conductores llevan una corriente; un conductor lleva la señal y el otro es el regreso. Este tipo de transmisión se llama transmisión de señal diferencial o balanceada. La señal que se propaga a lo largo del cable se mide como la diferencia de potencial entre los dos cables. Las corrientes que fluyen en direcciones opuestas por un par de cable balanceados se les llaman corriente de circuito metálico. Las corrientes que fluyen en las mismas direcciones se llaman corrientes longitudinales. Un par de cables balanceados tiene la ventaja que la mayoría de la interferencia por ruido (voltaje de modo común) se induce igualmente en ambos cables, produciendo corrientes longitudinales que se cancelan en la carga. Cualquier par de cable puede operar en el modo balanceado siempre y cuando ninguno de los dos cables esté con el potencial a tierra, como por ejemplo, el cable coaxial que tiene dos conductores centrales y una cubierta metálica. La cubierta metálica generalmente se conecta a tierra para evitar interferencia estática al penetrar a los conductores centrales. Con una línea de transmisión desbalanceada, un cable se encuentra en el potencial de tierra, mientras que el otro cable se encuentra en el potencial de la señal. Este tipo de transmisión se le llama transmisión de señal desbalanceada o de terminación sencilla. Con la transmisión de una señal desbalanceada, el cable de la tierra también puede ser la referencia a otros cables que llevan señales.

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Capítulo I

Líneas de Transmisión de Cable Abierto

Una línea de transmisión de cable abierto es un conductor paralelo de dos cables. Consiste simplemente de dos cables paralelos, espaciados muy cerca y sólo separado por aire. Los espaciadores no conductivos se colocan a intervalos periódicos para apoyarse y mantenerse a la distancia entre las constantes entre los conductores. Las distancias entre los dos conductores generalmente están entre 2 y 6 pulgadas. El dieléctrico es simplemente el aire, entre y alrededor de los conductores en donde se propaga la onda transversal electromagnética. La única ventaja real de este tipo de línea de transmisión de cable abierto es su construcción sencilla. Ya que no hay cubiertas, las pérdidas por radiación son altas y susceptibles a recoger ruido. Por lo tanto, las líneas de transmisión de cable abierto normalmente operan en el modo balanceado.

Par de Cables Protegido con Armadura

Para reducir las pérdidas por radiación e interferencia, frecuentemente se encierran las líneas de transmisión de dos cables para lelos en una malla metálica conductiva. La malla se conecta a tierra y actúa como una protección. La malla también evita que las señales se difundan más allá de sus límites y evita que la interferencia electromagnética llegue a los conductores de señales.

Longitud Eléctrica de una Línea de Transmisión La longitud de una línea de transmisión relativa a la longitud de onda que se propaga hacia abajo es una consideración importante, cuando se analiza el comportamiento de una línea de transmisión. A frecuencias bajas, el voltaje a lo largo de la línea permanece relativamente constante. Sin embargo, para frecuencias altas, varias long itudes de onda de la señal pueden estar presentes en la línea al mismo tiempo. Por lo tanto, el voltaje a lo largo de la línea puede variar de manera apreciable. En consecuencia, la longitud de una línea de transmisión frecuentemente se da en longitudes de onda, en lugar de dimensiones lineales. Los fenómenos de las líneas de transmisión se aplican a l as líneas largas.

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Capítulo I

Pérdidas en la línea de transmisión Las líneas de transmisión frecuentemente se consideran totalmente sin perdidas. Sin embargo, en realidad, hay varias formas en que la potencia se pierde en la línea de transmisión, son: 

Pérdida en el conductor



Pérdida por radiación por el calentamiento dieléctrico



Pérdida por acoplamiento



Descarga luminosa (efecto corona) Debido a que la corriente fluye a través de una línea de transmisión y la línea de

transmisión tiene una resistencia finita, hay una pérdida de potencia inherente e inevitable. Esto a veces se llama pérdida del conductor o pérdida por calentamiento del conductor y es, simplemente, una perdida por Efecto Joule. Debido a que la resistencia se distribuye a lo largo de la línea de transmisión, la pérdida por calentamiento del conductor es directamente proporcional a la longitud de la línea. Además, porque la disipación de potencia es directamente proporcional a la corriente, la pérdida del conductor es inversamente proporcional a la impedancia característica. Para

reducir

las

pérdidas

del

conductor, simplemente debe acortarse la línea de transmisión, o utilizar un cable de diámetro más grande, debe considerarse que al cambiar el diámetro del cable, también cambia la impedancia característica y en consecuencia, la corriente.

Efecto Corona presente en una Línea de Transmisión en Media Tensión

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Capítulo I

Estructuras Normalizadas para Líneas de Transmisión La industria en general necesita del diseño de estructuras que por su complejidad y exigencias de operación requieren de un análisis especial que también garantice su buen funcionamiento y bajo costo. Estas acciones implican una fuerte actividad de análisis y diseño estructural. La solución a problemas del análisis y diseño de estructuras se basa fundamentalmente en el desarrollo, elaboración y uso de modelos numéricos y matemáticos que permitan predecir la respuesta de las estructuras y técnicas para optimar los diseños. Así se han desarrollado e implementado metodologías

especializadas para optimar el diseño de las

estructuras y el análisis de casos específicos. Dichas metodologías y han sido elaboradas por el Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE).

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Capítulo I

La Comisión Federal de Electricidad busca garantizar el funcionamiento y disponibilidad de sus estructuras, así como reducir los costos asociados de diseño, fabricación, instalación y mantenimiento, por esta razón, debe apegarse a dichos estándares. Hasta el momento, el IIE ha diseñado 21 torres y se han detallado 14, lo cual implica la elaboración de los planos de taller y montaje, y las listas de materiales para pruebas de prototipos. En conjunto con la CFE se supervisó la fabricación y el armado de prototipos de cuatro de las torres normalizadas, correspondientes a líneas de transmisión de 115 KV para verificar el ensamble y aplicar pruebas de resistencia mecánica. También se ha desarrollado la ingeniería básica para el diseño de torres de transmisión en líneas de 765 KV. La normalización que se llevó a cabo permitirá contar con un número reducido de torres de diseño óptimo que podrán utilizarse en forma segura y económica en el diseño de líneas de transmisión de 115, 230 y 400 KV en cualquier zona del país bajo condiciones climáticas y topográficas diversas. Además del diseño de las torres, también se tiene un proyecto para el diseño de las cimentaciones de las torres de t ransmisión. Por otra parte, la posible expansión de líneas en zonas montañosas obliga a tomar medidas para prever la inestabilidad aerodinámica de líneas de transmisión. Una de las inestabilidades que se presentan en los cables de líneas de transmisión es el galopeo, el cual consiste en la aparición de vibraciones importantes de los cables, sobre todo cuando el flujo del viento incide ortogonalmente a la línea. En relación con el tema de las torres de transmisión, es necesario revisar las normas, por ejemplo sobre condiciones de carga, además de actualizar el mapa de vientos realizado por el Instituto de Investigaciones Eléctricas y revisar constantemente las condiciones de carga de las torres de transmisión para ver si se requiere algún ajuste en los diseños y así mejorar paulatinamente los diseños de las nuevas líneas que se van requiriendo.

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Capítulo I

Seguridad de las Obras Civiles El sector energético y la industria en general requieren establecer procedimientos que ayuden a mantener su infraestructura en óptimas condiciones de operación, aun ante acciones extremas como las causadas por vientos y sismos intensos. Por ejemplo, el sismo de 1995 en Manzanillo, Colima, y el huracán Paulina que azotó las costas del Pacífico en 1997 provocaron daños en estructuras y la interrupción del suministro de energía en algunas regiones. Sin embargo, los efectos que producen dichos eventos naturales pueden mitigarse mediante el uso adecuado de información ambiental y de datos de sitio, lo que a su vez, conduce a establecer mejoras en los criterios de diseño. En este campo se han creado herramientas de cómputo de tipo sistema experto o integrado basados en el conocimiento y experiencia de la Ingeniería Civil, con el fin de tener un mejor control de las obras civiles o durante el desarrollo de proyectos. Se

cuenta

con

el

Sistema

de

Información de Reportes de Inspección (SIRI), el cual se usa para las actividades de los programas de inspección estructural de las obras civiles existentes en las centrales generadoras de energía eléctrica. El Instituto desarrolló un sistema de información para el manejo de datos de la instrumentación de las obras civiles de las centrales generadoras llamado Sistema de Información de Medición de Estructuras Estructuras para distribución en Alta Tensión

(SIME). El objetivo de este sistema es facilitar a los ingenieros expertos la tarea de

realizar los análisis del comportamiento estructural y evaluación de la seguridad de las obras civiles de las centrales generadoras de energía eléctrica. El SIME captura, almacena, ordena y maneja la información que obtiene con los instrumentos instalados en las obras. También se está conformando el Sistema Integrado de Seguridad de Estructuras (SISE), que tiene como objeto obtener índices y parámetros para conocer el comportamiento de las estructuras y evaluar su seguridad, así como para mejorar los planes de inspección y mantenimiento de las mismas.

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Capítulo I

Torres de Acero

Las torres o estructuras metálicas como se sabe constituyen el soporte mecánico de las líneas de transmisión y económicamente hablando representan la mayor inversión, en México se construyen principalmente de acero o cemento armado para distribución y subestación. En algunos países se pueden encontrar líneas de transmisión de otros materiales como madera. Por su tipo, pueden ser:

-

Torres autosoportadas por celosía. Torres autosoportadas tubulares. Torres con retenidas.

Torres Autosoportadas por Celosías

Las torres autosoportadas constituyen prácticamente la totalidad de las estructuras usadas en líneas de transmisión en alta tensión. Su nombre se debe a que mecánicamente no requieren apoyos adicionales para trabajar como elementos sujetos a los esfuerzos de tensión y compresión debidos a cargas de conductores, aisladores y elementos externos de presión de viento, carga de hielo en algunas regiones, etc., además del tensionado normal para montaje; distancia interpostal (es decir distancia media entre dos torres también conocidas como horizontal). Clasificación:

-

Tipo Suspensión. Tipo Tensión. Tipo Remate. De Transposición.

La gran mayoría de las líneas de transmisión usadas en la CFE son del tipo autosoportadas con celosía de las llamadas de suspensión. Las torres de tensión se aplican en menor número para cambios de dirección, cruzamientos y zonas en donde se requiere obtener una mayor altura de los conductores. Las torres de remate se usan en las llegadas o salidas de subestaciones eléctricas y pueden ser de

Torre Autosoportada 440 KV

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Capítulo I

suspensión o de tensión dependiendo del ángulo de llegada o salida a la subestación preferentemente se usan de tipo suspensión. Las torres de transposición tienen un diseño similar a las de suspensión y se usan para alternar la posición de los conductores de fase de las líneas de transmisión, se aplican pocas en una línea de transmisión y dependen en cierto modo de la longitud de las mismas.

Torres Autosoportadas Tubulares

Estas también son soportadas en el mismo concepto de las tipo celosía, la diferencia está en que no se construyen como las de celosía con ángulos o perfiles, sino que se usa un tubo de acero, lo que hace que sean más compactas pero también su costo es superior a igualdad de condiciones de operación, son diseñadas para trabajar en suspensión o tensión al igual que las de celosía. Debido a su alto costo, su uso está restringido a zonas donde se tienen problemas de disponibilidad de terreno para construir la línea y de estética, es decir, se aplican preferentemente en zonas urbanas con diseños compactos en donde se usan aislamientos sintéticos, es decir, un aislamiento no convencional a base de discos de vidrio o porcelana. Torre Autosoportada 230 KV

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Capítulo I

Torres con Retenidas

Se usan en CFE con un trabe horizontal sostenida con uno

o

dos

puntos

que

trabajan

exclusivamente

a

compresión, la estabilidad mecánica se asegura por medio de tirantes (retenidas) con la disposición apropiada.

Torre Retenida 230 KV

23


Capítulo I

Clasificación de las diferentes Fallas Eléctricas en Líneas de Transmisión Los Sistemas eléctricos de Transmisión están sometidos a diversos fenómenos que producen distintos tipos de fallas o perturbaciones eléctricas. Entre los fenómenos físicos causantes de una falla eléctrica, podemos mencionar: viento, incendios, caída de torres, fallas en maniobras, descargas atmosféricas, etc. Estos fenómenos pueden originar diversos tipos de fallas como por ejemplo: falla monofásica, falla bifásica, falla trifásica, sobretensión, etc. Las fallas que se producen en un Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica se aíslan mediante la actuación de sistemas automáticos llamados Protecciones, los cuales producen la salida de servicio de uno o más segmentos de, en este caso, la línea, afectados por la falla. La consecuencia directa de esta acción cuyo objetivo es proteger al equipamiento de las solicitaciones generadas por la falla, produce como efecto colateral, la reducción de la capacidad de transmisión, lo cual significa una afectación directa tanto a usuarios como generadores.

Ante una falla, la empresa encargada del suministro de energía eléctrica debe hacerse cargo de la reposición de las partes afectadas, los gastos de mantenimiento y también la mano de obra necesaria.

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Capítulo I

Existen multas que se calculan en función del segmento afectado (un transformador, una línea, una barra, etc.) y del tiempo de permanencia fuera de servicio. Este último componente de la penalización es tan importante que si por ejemplo, la recuperación del suministro se produce antes de los 10 minutos de producida la falla, la empresa de transporte resulta exenta del pago de la multa, es por ese motivo que dichas empresas invierten grandes recursos en adquirir tecnología, adiestramiento y estudios, a fin de lograr res ultados concretos en este tema. El análisis de fallas es una tarea esencial del especialista en protecciones. Luego de ocurrida la falla el especialista accede a la información capturada por el Registrador Cronológico de Eventos (RCE), que es almacenada en una base de datos. Con esta información el especialista realiza el diagnostico de donde se produjo la falla y cual es su causa. En el transcurso de una falla, se generan eventos de diversa índole, no todos ellos relacionados con el fenómeno a estudiar, por esto el especialista debe identificar el comienzo de la falla y filtrar la información que es relevante para el análisis. Como tarea complementaria al diagnóstico, los especialistas monitorean ante cada falla, la actuación de las protecciones con el objeto de detectar cualquier indicio de defecto que pueda ocasionar en el futuro, problemas graves como por ejemplo: la salida incorrecta de algún segmento del sistema, la actuación retardada de la protección, la actuación incorrecta de algún módulo de la protección etc. Una falla eléctrica puede ocurrir en cualquier parte de un sistema eléctrico de potencia, esto quiere decir que podemos encontrar una falla en la línea de transmisión del sistema, en terminales de algún transformador, en terminales de cargas dinámicas como lo son los motores eléctricos, etc. Generalmente las fallas se clasifican en Falla Simétricas y Fallas Asimétricas, la Falla Simétrica es también conocida como Falla Trifásica y tiene lugar cuando las tres líneas de transmisión o un punto de cada una de ellas, tiene contacto entre sí simultáneamente, mientras que las Fallas Asimétricas se clasifican a su vez en: 

Fallas de Línea a Tierra (LT):

Tiene lugar cuando una de las tres líneas de transmisión hacen contacto con un punto de diferencial cero, tierra. 

Fallas de Línea a Línea (LL):

Se lleva acabo cuando dos líneas de transmisión hacen contacto entre ellas.

25

Sistemas de Tierra en Líneas de Transmisión 

Capítulo I

Fallas de Línea Línea a Tierra (LLT):

Tiene lugar cuando tres diferentes puntos entran en contacto, dos de ellos provenientes de diferentes líneas y el resultante de la tierra. Para el análisis y obtención de una corriente de corto circuito en Fallas Asimétricas es necesario utilizar procedimientos matemáticos basados en redes secuenciales que tienen la intención de formular un comportamiento simétrico a partir de uno asimétrico, que es el proveniente del problema. Para poder analizar un sistema en falla,

serán necesarias tres redes diferentes que

representarán al sistema en: 

Red de secuencia Positiva. (+)



Red de secuencia Negativa. (-)



Red de secuencia Cero. (0)

Una vez obtenidas dichas fallas, que deberán ser calculadas por separado, a menos que, los valores en análisis se repitan para dichos procedimientos, se procederá a la obtención de un valor de impedancia equivalente de Thevenin respecto al lugar de la falla. Al contar con los tres valores de impedancia equivalente respecto a la falla, se procederá a crear arreglos para la obtención de la corriente secuencial de corto circuito de la siguiente manera: 

Fallas de Línea a Tierra. (LT): -



Todas las redes secuenciales se conectarán en serie.

Fallas de Línea a Línea. (LL): -

Se conectará en serie la red de secuencia positiva con la red de secuencia negativa.



Fallas de Línea Línea a Tierra. (LLT): -

Todas las redes secuenciales se conectarán en paralelo.

26


Capítulo I

Notas: Es importante destacar que:

-

La red de secuencia positiva incluirá una fuente de voltaje

de Thévenin



respecto al lugar donde se localice la falla. -

Dicha fuente de voltaje será, generalmente, igual a 1∟0° a menos que se especifique que se trabaja a un voltaje diferente al nominal.

-

Una vez obtenida la corriente de falla se deberá llevar a cabo otro procedimiento para obtener los valores asimétricos, puesto que los calculados son valores secuenciales.

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Capítulo I

Incidencia de Descargas Atmosféricas A aquellas descargas naturales producidas normalmente durante las tormentas eléctricas, se les conoce como descargas atmosféricas. Las descargas atmosféricas se clasifican por la polaridad de la carga en la nube, ya sea positiva o negativa y por la dirección de propagación del líder inicial o guía escalonada, ya sea ascendente o descendente. En zonas cercanas a los polos, las descargas más frecuentes son aquellas que tienen polaridad positiva, en nuestro país, en promedio, el 90% de rayos a tierra son de polaridad negativa con 45 a 55% de estas con un solo rayo de retorno. En una línea de Transmisión, el tipo de descarga más común que suele producir problemas es la descarga a tierra con polaridad negativa.

28


Capítulo I

Durante una descarga se llevan a cabo procesos muy variables tanto en espacio como en tiempo. Luego de que ocurre un rayo de retorno, existe una gran probabilidad de que ocurra una o varias descargas subsecuentes por el mismo canal de descarga, en promedio, luego de este fenómeno se presentan tres descargas subsecuentes. Procesos de una descarga atmosférica con polaridad negativa

Proceso

Tiempo

Lugar

Predescarga

Duración menor de un microsegundo

Descarga dentro de la nube.

Guía Escalonada

Guía Ascendente

Rayo de Retorno

Sucede a intervalos de tiempo de alrededor 50 µs con una duración total de aproximadamente 100 ms. Se forma antes que la guía escalonada llegue a tierra. Neutralización de la carga en la guía escalonada aproximadamente de 100 µs a 200 µs

Guía Subsecuente

Más rápida que la escalonada.

Descarga Subsecuente

Descargas con intervalos de tiempo de aprox. 50 ms

Desde la nube se prolonga hasta cerca del nivel de tierra, cambia de dirección en forma de escalones, con secuencias aproximadas de 50m cada uno Comienza en la superficie de la tierra u objetos altos. Desde la unión de las guías hasta la base de la nube. El mismo canal que el rayo de retorno, sin ramificaciones. En el mismo canal del rayo de retorno

La Guía Ascendente es el proceso en el cual ambas guías se unen, es considerado en estudio del radio de atracción para el diseño de blindaje como protección contra rayos directos en líneas de transmisión de energía eléctrica. Mientras que en el proceso llamado Rayo de Retorno se presentan los mayores valores de corriente y es el que produce mayor d año debido a la energía de la descarga. Los valores típicos de las corrientes de los rayos de retorno son de aproximadamente 30 KA y su frente de onda varía entre 1.8 µs y 18 µs con un valor promedio de 5.5 µs. La figura que se muestra a continuación muestra la última etapa antes de que el rayo de retorno se produzca, en esta etapa se desarrolla la guía ascendente cuya longitud depende de la carga que tenga la guía descendente.

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Capítulo I

Proceso de la propagación de la guía descendente y formación de la guía ascendente.

30


Capítulo I

Densidad de Rayos a Tierra La densidad de rayos a tierra es uno de los parámetros de importancia en el diseño de la protección a líneas de transmisión eléctricas. Con la ayuda de contadores de rayos, los cuales registran el número de rayos a tierra en un área determinada, podemos determinar la densidad de rayos a tierra. Gracias a estos datos, podemos obtener una idea basada en estudios estadísticos que nos permitirán organizar un sistema de protecciones que garantice la seguridad del sistema durante una falla. En México se tiene la información obtenida por una red de contadores de rayos en toda la República, esta información se fue recabada con la operación de los contadores durante once años. A continuación se muestra un mapa de la República Mexicana con áreas de una misma densidad de rayos a tierra, indicando el número de rayos a tierra por kilómetro cuadrado y por año. Estos valores representan un promedio de los valores registrados durante estos once años de operación y recopilación de datos.

31


Capítulo I

Número de descargas que inciden en una Línea de Transmisión El estudio del blindaje de una línea de transmisión comienza por el cálculo de la distancia de atracción o radio crítico para los conductores de fase e hilos de guarda de acuerdo a la fórmula propuesta por Erikson, quien a través de su experimentación con torres de transmisión de diferentes alturas, propuso una relación entre el radio crítico o de atracción y la altura promedio de la torre. Esta relación se obtuvo por medio del ajuste de sus curvas experimentales de todos sus datos experimentales usando mínimos cuadrados.

  donde:

                  Posteriormente, se obtiene el número de rayos directos a la línea de acuerdo al tipo de terreno donde se encuentra la línea de transmisión. Mediante un modelo dinámico matemático del desarrollo de la guía escalonada, se han obtenido resultados del número de rayos que inciden en líneas de transmisión para diferentes condiciones de terreno, como lo son el terreno plano, en laderas y picos de montañas.

32


7

Capítulo II Determinación del Ángulo de Blindaje

33


Capítulo I

Ángulo de blindaje Uno de los métodos de protección de líneas contra descargas atmosféricas es por medio del blindaje, este método consiste en interceptar las descargas atmosféricas y conducirlas a tierra por medio de un conductor conectado a tierra, éste conductor recibe el nombre de hilo de guarda. El hilo de guarda se instala en la parte más elevada de la estructura mecánica que soporta a la línea de transmisión con un ángulo respecto a su línea vertical y el conductor de fase más externo, éste ángulo es conocido como ángulo de blindaje. La siguiente figura muestra la variación del ángulo de blindaje, de positivo a negativo, al variar la posición del hilo de guarda con respecto a un conductor de fase. El objetivo de la selección del número de hilos de guarda y su posición es interceptar los rayos y reducir las fallas de blindaje a un número aceptable.

Ángulo de Blindaje Positivo

Ángulo de Blindaje Negativo

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Capítulo I

Características de la línea en estudio En éste capítulo se estudiará el desempeño de frente a descargas atmosféricas tomando como ejemplo una línea de 500 KV de disposición coplanar horizontal, soportada por una torre reticulada de acero autosoportada por celosía, con un vano de 465 m. Los conductores se consideran del tipo Al-Ac 300/50 mm2 de 24.5 mm de diámetro y están dispuestos en forma de haz de 4 sub-conductores cuadrado de 50 cm ent re centros. La protección frente a descargas atmosféricas se realiza mediante doble cable de guarda. La forma y dimensiones principales de la torre de suspensión se pueden apreciar en la figura siguiente:

Torre de la Línea a 500 KV (m)

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Capítulo I

Métodos de ubicación del cable de guardia Existen diferentes métodos para ubicar los cables de guardia y cada uno de ellos proporciona una zona de protección contra descargas directas diferente. Los métodos clásicos se basan principalmente en criterios geométricos sin mayores fundamentos teóricos que los resultados obtenidos de su aplicación. Los métodos clásicos que se utilizan en este trabajo son:

 



Charles Wagner y Mac Cann Schwaiger

A continuación se analiza la protección brindada por los cables de guarda de la línea de 500 KV según los diferentes métodos. En algunos casos se indica también la ubicación que deberían tener los cables de guardia para brindar una protección óptima según cada criterio.

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Capítulo I

Métodos clásicos Método Charles

Este criterio establece un ángulo de apantallamiento α= 45º con la vertical, de modo tal que la descarga atmosférica no caerá sobre ningún objeto que se encuentre dentro del cono delimitado por dicho ángulo. Este criterio es poco severo y permite ubicar el cable de guardia a menor altura. El apantallamiento que brindan los cables de guarda de la línea según este criterio se puede ver en la siguiente figura, se observa que las fases exteriores tienen un apantallamiento excesivo mientras que la fase central no resulta protegida.

Zona de Protección Charles

Según este criterio tenemos dos alternativas, cable de guarda doble o simple. La ubicación de dos cables evita colocar una estructura adicional como se muestra en la siguiente figura.

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Capítulo I

Zona de Protección Charles

38


Capítulo I

Método Wagner y Mac Cann

De forma similar al criterio anterior, en este caso los autores consideran que los cables de guarda protegen un ángulo α= 30º con la vertical, esto resulta en una combinación más elevada del cable de guarda.

El apantallamiento que brindad los cables de guardia de la línea según este criterio se puede ver en la siguiente figura, se observa que s olamente las fases laterales resultan protegidas.

Zona de Protección Wagner y Mac Cann

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Capítulo I

Podemos reubicar los cables de guarda bajo este criterio de manera tal que resulten protegidos todos los conductores, como se muestra a continuación:

Zona de Protección Wagner y Mac Cann

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Capítulo I

Método Schwaiger

Este método considera que cuando el trazador de una descarga atmosférica se aproxima a la tierra, este alcanza una altura H (medida desde el suelo) en la cual elige para caer el punto conectado a tierra más cercano. Teniendo en cuenta la afirmación anterior se puede determinar una altura h a la cual instalar un elemento captador, de forma tal de proporcionar una zona de protección. Schwaiger, autor del método toma la relación H/h = 1 siendo H el punto donde se encuentra la punta del rayo, y h la altura del cable de guardia. La zona de protección resultante queda determinada por un cuarto de circunferencia de radio h, como se puede ver a continuación, de modo tal que resultará protegido lo que se encuentre por debajo de esta.

Zona de Protección Schwaiger

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Capítulo I

Se puede determinar la altura a la que deberían instalarse los cables de guardia, según este criterio, para lograr que los conductores de potencia resulten protegidos. Para esto se calcula la altura mediante la siguiente ecuación:

        Donde: y c= Altura del conductor de fase h = Altura del cable de guardia xc

= distancia media entre conductores de fase. El resultado indica que el cable de guardia se debe instalar a 49,2 [m] de altura, esto

resulta impracticable desde un punto de vista técnico económico.

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Capítulo I

Falla de Blindaje Para la obtención del índice de fallas por blindaje inapropiado, se tienen dos alternativas, una es considerando la corriente mínima e incidencia del rayo obtenida de la curva de probabilidad y la otra es considerando la corriente mínima del rayo en el conductor de fase que produzca flameo en el aislamiento obteniendo el índice de fallas de blindaje que producen flameo (ver Anexo I). La falla de blindaje se puede definir como el flameo de un aislador debido a la incidencia de un rayo en el conductor de fase en vez de incidir en el cable de guarda diseñado con cierto ángulo de blindaje. Adicionalmente, las condiciones para las cuales se producen flameos inversos, como son altos valores de resistencia a tierra y/o bajo nivel de aislamiento, se deben de tomar en cuenta para obtener las bases de un diseño total de protección por descargas atmosféricas. De esta manera se puede considerar un solo hilo de guarda para zonas con baja densidad de rayos a tierra y dos hilos para zonas con alta densidad. Los niveles críticos para los índices de fallas de blindaje que producen flameos, se dejan a consideración del diseñador. Por ejemplo, para las líneas que den un servicio a cargas críticas, se pueden seleccionar un valor de diseño de falla de blindaje que producen flameo menor o igual a 0.05 por cada cien kilómetros de línea por año.

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Capítulo I

Basado en la formulación del radio crítico de Brown-Whitehead, para condiciones severas y considerando rayos verticales, se puede sugerir el uso de la siguiente figura respecto a la selección del ángulo de blindaje:

Relación entre valores de diseño de fallas de blindaje que producen flameo de rayos a tierra y ángulo de blindaje promedio considerado en terreno plano.

En esta figura se presentan los ángulos de blindaje promedio a medio claro, por lo que los ángulos de blindaje en las torres pueden ser mayores. Con estas curvas se obtiene el ángulo de blindaje promedio para diferentes valores de diseño y se considera terreno plano. En la fi gura, es la altura del cable de guarda es la altura

  del conductor de fase. Los ángulos de blindaje  , se obtienen con las alturas promedio de los conductores en la torre,  , para valores de corriente de 5 a 10 KA, los cuales representan los límites para obtener fallas de blindaje que producirán flameos al rebasar el nivel básico de

aislamiento. Estos ángulos de blindaje son promedios tomados a medio claro, por lo que en las torres pueden llegar a tener un valor mayor. También se considera un terreno plano para estos ángulos. Para torres en laderas, el ángulo promedio se obtiene como el valor del ángulo en la gráfica menos el ángulo de inclinación de la ladera. Para el caso de estructuras en áreas arboladas o con estructuras altas, se pueden usar ángulos mayores, ya que el radio de atracción de la tierra se incrementa por las alturas de árboles y torres.

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Capítulo I

Torres construidas en topes de colinas son más vulnerables debido al aumento del número de rayos, sin embargo, los flameos inversos llegan a ser más representativos debido a que la resistencia al pie de la torre tiende a ser mayor en estas áreas.

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Capítulo I

Índices de Salidas de Líneas de Transmisión por fallas de Blindaje En este apartado se presentan las relaciones entre el número de salidas por kilómetro de línea por año debidas a fallas por blindaje y el ángulo de blindaje. Estas relaciones se establecen para cada nivel de tensión. Normalmente se permite un cierto riesgo de falla del blindaje en su diseño, el cual influye en la construcción o modificación de topes o copetes en las torres para la instalación del hilo de guarda. El cálculo del índice de salidas de línea se realiza con el modelo electromagnético por medio de una computadora. Se tienen resultados válidos a nivel internacional, en donde se da el número de salidas por año por 100 km de línea en función del ángulo de blindaje.

46


Capítulo I

Las gráficas se dan para una densidad de rayos a tierra de 2 rayos/km2/año (

  ), para

diferentes alturas promedio del cable de guarda y diferentes niveles de aislamiento al impulso por rayo. La altura promedio del cable de guarda se calcula de la manera siguiente: 

Para terreno plano:



Para terreno ondulado:



Para terreno montañoso: Donde

           

 es la altura promedio,  es la altura del cable de guarda y es la flecha

máxima del hilo de guarda.

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Capítulo III Sistemas de Tierra

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Capítulo III

Sistemas de Conexión a Tierra Las funciones básicas de un sistema de conexión a tierra se pueden resumir en: 1. Proveer de una baja resistencia de dispersión de la corriente a tierra para: a. Evitar daños por sobretensiones que se presenten por descargas atmosféricas o maniobras. b. La descarga a tierra de dispositivos de protección (contra sobretensiones atmosféricas o internas) c.

Camino a tierra de corrientes de falla.

d. Conectar los sistemas que usen neutro común aterrizado (más comunes) e. Asegurar que las partes metálicas de los sistemas o equipos se encuentren al mismo potencial de tierra. Esto para la pro tección personal.

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Capítulo III

2. Disipar y resistir repetidamente las corrientes de falla y de las descargas atmosféricas. Las características de los movimientos de los sistemas de conexión a tierra deben ser: a) Tener una resistencia a la corrosión en suelos de variada composición química, de manera que asegure un comportamiento continuo durante la operación del equipo a proteger. b) Tener buenas propiedades de resistencia mecánica. c) El diseño de la red de tierras debe ser económico. Uno de los elementos principales de una instalación de red de tierras es el electrodo de puesta a tierra. La resistencia del electrodo de puesta a tierra, llamado también varilla de tierra, tiene tres componentes: 1. Una es su propia resistencia eléctrica, la cual puede ser despreciable para efectos de cálculo, esto debido a que idealmente es cero, así el drenado de corriente será mediante él como es deseado. Pero las conexiones entre electrodo y conductor de bajada pueden llegar a tener una resistencia considerable con el tiempo. 2. La resistencia eléctrica de contacto entre electrodo y suelo, cuando el electrodo está libre de grasa o pintura es despreciable. Sin embargo a resistencia de contacto puede aumentar significativamente en terrenos secos, aumentando rápidamente cuando el contenido de humedad disminuye por debajo de un 15%. 3. Resistividad del terreno alrededor del electrodo. Introduciendo un electrodo en un terreno uniforme, la corriente se dispersará uniformemente alrededor del electrodo. La resistividad del terreno varía ampliamente según su composición y zonas climáticas, también varía estacionalmente debido a que la resistividad se determina en gran proporción por el contenido de electrolito, consistente de agua, minerales y sales. Adicionalmente también varía con la temperatura. Algunos valores típicos de resistividades de suelos se resumen en la siguiente tabla:

Tipo de suelo Suelo de superficie, greda, etc. Arcilla Arena y grava Piedra caliza de superficie Piedra caliza Esquisto o pizarra Piedra arenisca Granito, basalto

Resistividad (Ω-m)

1 -50 2 – 100 50 – 1,000 100 – 10, 000 5 – 4, 000 5 – 100 20 – 2, 000 1, 000

Valores típicos de resistividad en diferentes tipos de suelos.

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Capítulo III

Tipos de Puesta a Tierra Puesta a Tierra para Protección En este tipo de puesta a tierra, es necesario conectar eléctricamente al suelo todas aquellas partes de las instalaciones eléctricas que en condiciones normales no se encuentren sujetas a tensión pero que pueden tener diferencias de potencial a causa de una falla, como por ejemplo: tanques de transformadores o interruptores, carcasas de máquinas en operación, tableros eléctricos, soportes metálicos de aparatos y equipos, etc.

Puesta a Tierra para Funcionamiento Con el fin de dar una mayor seguridad, un mejor funcionamiento y eventualmente una mayor confiabilidad respecto a la operación, es necesario establecer una conexión a tierra en determinados puntos del sistema, para ello, es necesario conectar a tierra ciertos puntos del sistema como son los siguientes: neutros de generadores y transformadores con devanados conectados en estrella, la conexión a tierra de los apartarrayos, la conexión a tierra de los hilos de guarda de los transformadores de potencial, etc.

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Capítulo III

Definiciones Para un mayor entendimiento del capítulo se establecerán las siguientes definiciones: 

Tensión de Paso (Vp): Es la tensión que resulta entre los pies de una persona apoyada en el suelo a la distancia de un metro.



Tensión de Contacto (Vc): Es la tensión a la cual se puede ver sometido el cuerpo humano por contacto con una carcasa o estructura metálica de una máquina, aparato eléctrico o estructura de montaje, que en condiciones normales no se encuentra con tensión.



Resistencia Eléctrica del Cuerpo Humano: La resistencia interna del cuerpo humano es d e aproximadamente de 200 Ω. La resistencia de contacto entre una mano y un conductor o

una parte metálica bajo tensión varía dentro de límites muy amplios, según sea la extensión y naturaleza de la superficie de contacto, de la naturaleza de la piel de las personas (lisa ó caIlosa), del grado de humedad de la piel, etc. La resistencia de contacto entre el pie y el suelo puede variar considerablemente según sean las condiciones del calzado y del suelo. 

Tensiones de Seguridad: Se recomienda que en ningún punto de una instalación eléctrica se presenten tensiones de paso o de contacto superiores a los siguientes valores:

-

60 V cuando no se prevé la eliminación rápida de una falla de línea a tie rra. 120 V cuando la falla se elimine en un período de un s egundo.

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Capítulo III

Métodos para conocer el valor de la Resistencia Eléctrica de un Sistema de Tierra Uno de los aspectos más importantes en el diseño de una red de tierra, es el valor de resistencia eléctrica que presentará el terreno donde se localice nuestro sistema, es bien sabido que la resistencia eléctrica es el factor más importante a considerar cuando se requiere manipular la dirección de una corriente, en nuestro caso, la corriente de falla. Como sabemos, una ruta que implique menor resistencia eléctrica tendrá preferencia en el momento que la corriente se transmita de un punto a otro, por ello, podemos “maniobrar” su dirección dentro de un sistema presentándole caminos donde su traslado de un punto a otro, sea prácticamente directo, es decir, que no presente resistencia eléctrica de valores considerables, a este proceso dentro de un sistema eléctrico lo denominamos drenado. Cuando se presenta una falla, se intenta drenar la corriente originada, corriente de falla, a un punto donde no produzca daños al sistema eléctrico de potencia donde tuvo lugar, a ese punto lo denominamos Tierra y tiene la función de impedir la llegada de corrientes indeseadas o de falla a nuestros elementos de circuito.

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Capítulo III

La resistividad del terreno se mide por medio de diferentes procedimientos, cada uno de ellos presenta diferentes particularidades y tendrá como herramientas diferentes aparatos para un mismo fin, que será conocer el valor de resistencia eléctrica que presente el terreno de prueba. Es importante destacar que se recomienda elaborar dichas pruebas en temporadas de sequia, es decir, las condiciones más críticas, esto nos permitirá conocer los valores extremos a los que se encontrará trabajando el sistema, por ejemplo, si se presentara humedad en el terreno, el valor de resistencia sería menor al que tendríamos en un día templado y sin presencia de lluvia, debemos recordar que en el diseño es importante considerar los valores críticos de operación a los que estará expuesto nuestro sistema, por ello, debemos obtener los datos de resistencia en días donde el terreno presente su resistencia máxima tal como sucede en los días de sequía. Tomando como base una resistencia máxima podremos asegurar que en los días donde las condiciones climáticas mejoren la resistencia del terreno, es decir, en días húmedos, nuestro sistema operará en óptimas condiciones. Una vez determinada la posición de las estructuras y por consecuencia lógica las cimentaciones de las mismas, se procede a ejecutar la medición de la resistividad del suelo. En las siguientes páginas se presentará el procedimiento, aparatos y equipo necesarios con los cuales podemos realizar una medición de resistencia en un terreno de acuerdo al Método Wenner también conocido como el Método de los cuatro electrodos. El Método de los cuatro electrodos se usa para conocer la resistividad del terreno antes de colocar las estructuras que soportarán las líneas de transmisión, cuando el caso solicita conocer un valor de resistividad del terreno con estructuras que soportan líneas en operación o sin ella se utilizan variaciones del método también expuestas en las siguientes páginas.

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Capítulo III

Método Wenner o de los Cuatro Electrodos Aparatos y Equipo:



Megger de tierra o Vibroground.



Electrodos: Normalmente son cuatro varillas Copperweld de 15.9 mm de diámetro y con una longitud que puede variar desde los 7.5 m hasta los 10 m. El diámetro de las varillas debe ser menor cuando el suelo sea suave o cuando se requiera medir la resistividad superficial con una pequeña separación entre varillas.



Cables: Los cables deberán ser de cobre con un aislamiento para 600 V calibre 14 AWG o mayor. La longitud estará en función de la separación máxima que exista entre los electrodos.



4 Conectores mecánicos de grapa.



Cinta métrica.

Procedimiento:



1. Colocar las varillas clavándolas en el suelo a una profundidad de 2 a 3 m dispuestas en



línea recta con una separación uniforme entre ellas. Se debe procurar que las varillas queden en un plano horizontal y no hacer huecos alrededor de las varillas, ya que esto aumentaría el valor de la resistencia al no tener contacto electrodo-tierra y nos daría un valor errado. 2. Las terminales de corriente del instrumento C 1 y C2 se conectan a través de los cables a las varillas de los extremos, las de potencial P 1 Y P2 a las varillas intermedias como se indica en la siguiente figura:

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Capítulo III

3. Energizar el instrumento tomando en cuenta las indicaciones del instructivo y tomar las lecturas respectivas de resistencia en Ohms. 4. Calcular la resistencia mediante la fórmula:

  

Donde:

     .               Normalmente se considera una profundidad igual a la separación entre los

electrodos. La fórmula anterior es válida sólo si la distancia entre los electrodos es mayor que la profundidad a la que se entierran las varillas, aproximadamente En el caso que siguiente:

.

   se debe usar la fórmula en su versión general, que es la     



donde tiene un valor entre 1 y 2 dependiendo de la relación siguiente tabla:



Cuando:

  



 como se indica en la

1.187 1.038 1.002



Si es muy pequeña comparada con , usaremos

     .

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Capítulo III

Procedimiento de campo: 1. En el área que se desea medir la resistividad, se trazan dos líneas de prueba como se indica en la siguiente figura:

Pueden escogerse L1 y L2 o L3 y L4 o ambas si se requiere mayor información, dependiendo del tamaño del terreno. 2. Medir la resistencia R en cada línea de prueba con el método de medición indicado en el punto, comenzando en el centro de la línea y variando cada vez, la separación entre los electrodos como se indica a continuación:

a1 a2 a3 a4 a5 a6 a7 a8 a9 an

2m 4m 8m 12 m 16 m 20 m 24 m 28 m 32 m 0.5 L

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Capítulo III

3. Si se observa inestabilidad en el equipo se debe aumentar el número de mediciones de terreno y el número de ellas se limitará aproximadamente a 0.5L. Por ejemplo, si L=100m



la máxima será de 50 m y sería necesario realizar cinco mediciones más aumentando cada vez 4m. 4. Repetir el punto dos para la otra línea de prueba. 5. Calcular la resistividad de acuerdo a

      como se definió anteriormente.

6. Registrar datos y elaborar las gráficas correspondientes.

Errores comunes:

Durante el proceso para conocer el valor de la resistencia del terreno suelen cometerse errores, por ello es recomendable poner atención en algunos factores, condiciones o consideraciones como lo son las siguientes: a) El uso apropiado de la fórmula anterioridad.

      cuando    como

se indicó con

b) Cuando la distancia entre los electrodos es muy grande (valores pequeños de R en el límite o por debajo de la escala menor del instrumento) se puede presentar inestabilidad en el instrumento. En este caso, se deberá aumentar la distancia entre los electrodos de potencial como lo indica la siguiente figura:

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Capítulo III

El emplear esta distancia entre los electrodos de potencial requiere el uso de la siguiente fórmula para conocer el valor de la resistencia:

       Los resultados concuerdan con       dentro del 10% o menos, generalmente 4% cuando la distancia de los electrodos de potencial no exceden el 80% entre los electrodos de corriente si     . Con resistividades elevadas, aproximadamente de 300 Ω · m,

y la separación

desigual de los electrodos se pueden llegar a presentar ciertas inestabilidades en el instrumento. c) Falta de calibración del instrumento de medición, antes de usar el instrumento, se debe comprobar que el valor que registre sea correcto, esto se hace con dos o tres resistencias diferentes y de valor conocido. Se pueden aceptar diferencias entre el valor de la resistencia y el valor indicado por el instrumento del orden de diez. La conexión se hará como se muestra a continuación:

Nota: Es recomendable la lectura del Anexo III y IV de esta Monografía, Requerimientos de Calibración de Medidores de Resistencia de Tierra y Errores Frecuentes en la Medición de Resistividad y Resistencia respectivamente.

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Capítulo III

Medición de la Resistividad del Suelo y Resistencia Eléctrica en Líneas Aéreas en Construcción Una vez determinada la posición de las estructuras y por consecuencia las cimentaciones de las mismas, si se procede a ejecutar la medición de la resistividad del suelo se deberá seguir el Método de los cuatro electrodos. Para estructuras autosoportadas se deben hacer del centro a partir de la base de la torre en diagonal respecto al sentido de la línea de acuerdo al primer arreglo representado en las siguientes figuras, considerando la medición hacia fuera de las patas 1 y 3 o el segundo arreglo de la misma figura, que involucra las patas 2 y 4

Arreglo 1: Patas a medir 1 y 3

Arreglo 2: Patas a medir 2 y 4

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Capítulo III

Como podemos observar, los puntos C1, C2, P1 y P2 muestran las conexiones que deben realizarse en las terminales del instrumento de medición, podemos apreciar dos puntos de cada una con excepción de C 1, esto debido a que se realizan dos mediciones por arreglo, cada una en dirección de una pata teniendo como punto común C 1, por tanto este electrodo no variará de posición durante el procedimiento. Las mediciones deben ser en función de las mejores condiciones o facilidades que ofrezca el terreno para la localización de los electrodos verticales. Para otro tipo de estructuras como lo son el poste de madera o el poste troncocónico, el procedimiento debe se a partir del centro de la base siguiendo la misma metodología, es decir, en forma diagonal respecto al sentido de la línea. En zonas urbanas las mediciones se harán a partir del centro de la base en sentido de la instalación de la red de tierra. En cualquiera de los arreglos se deberán realizar siete mediciones en cada dirección para dar un total de 14. La primera lectura se debe de hacer con una separación entre electrodos de 1.6 m, aumentándose la misma en incrementos de 1.6 m hasta alcanzar un total de 11.2 m. Los valores obtenidos se deberán registrar, en la mayoría de los casos, en formatos facilitados por parte de la empresa y el o los valores representativos de la resistividad del suelo para el diseño de la red de tierra son responsabilidad del diseñador. Para la medición de la resistencia eléctrica de la red de tierra, se debe utilizar el método de la Caída de Potencial y su valor máximo aceptable es de 10 Ω.

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Capítulo III

Método de Caída de Potencial El método de la Caída de Potencial se basa en la inyección de una corriente de prueba en el electrodo bajo análisis, es decir, la propia red de tierra. Se toman mediciones de la tensión a diferentes distancias entre el electrodo bajo análisis y el electrodo auxiliar de potencial, llamados E y P respectivamente para efectos de entendimiento. El valor representativo de la resistencia se tendrá cuando la diferencia entre dos o tres mediciones sea despreciable. El procedimiento para la realización de las mediciones con este método se debe realizar con el hilo de guarda desconectado y con un medidor de resistencia de baja frecuencia, aproximadamente 120 a 150 Hz y que la corriente de inyección sea mayor a 1 mA, siguiendo los siguientes pasos: 1) Seleccionar la dirección en que se realizará la medición y ésta, de preferencia, que sea perpendicular a la línea aérea como se muestra a continuación:

Direcciones preferentes para la medición de la resistencia de la Red de Tierra

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Capítulo III

2) Instalar el electrodo auxiliar de corriente C y su cable asociado en la dirección seleccionada a una distancia de 75 m del electrodo E. 3) Colocar el electrodo auxiliar de potencial P y su cable asociado en dirección al electrodo de corriente a una distancia de 39 m del electrodo E. 4) Realizar la primera medición de la resistencia del electrodo E conectando el medidor de resistencia de acuerdo a las instrucciones del equipo de medición empleado. 5) La segunda medición se realiza instalando el electrodo P a 46.5 m del electrodo E y finalmente la tercera se efectuará a 54 m de separación. 6) Estas tres mediciones corresponden al 52, 62 y 72% de la distancia entre los electrodos E y C respectivamente y se deben registrar debidamente. 7) Se debe verificar que las diferencias entre los valores medidos al 52 y 72% no sean mayores al 5% respecto al del 62%. a) Si las diferencias entre los valores medidos son menores al 5%, el valor real de la resistencia de la Red de Tierras es igual al valor de la lectura en el instrumento de medición. b) Si alguna de las diferencias es mayor la distancia entre el electrodo E y C se debe duplicar al igual que las distancias al electrodo P hasta que esta sea menor al 5% 8) El valor representativo de la resistencia eléctrica de la red de tierra se considerará el de la lectura realizada cuando el electrodo de potencial se encuentre a una distancia del 62% de la distancia entre los electrodos E y C. 9) Si el valor de la resistencia eléctrica de la red de tierra es mayor a 10 Ω debe corregirse.

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Capítulo III

La siguiente figura tiene como objetivo el ilustrar el Método de la Caída de Potencial:

Método de la Caída de Potencial

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Capítulo III

Medición de la Resistividad del Suelo y Resistencia Eléctrica en Líneas Aéreas en Operación Para medir la resistividad del suelo nuevamente utilizaremos el Método Wenner presentado con anterioridad. Tendremos que medir la resistencia del suelo colocando el instrumento en el centro de la estructura y los electrodos verticales se deben de colocar paralelos al sentido de la línea de transmisión con una separación de 1.6 m para la primera medición y 3.2 m para la segunda. La siguiente figura ilustra el procedimiento:

Medición de la Resistividad del Suelo para Estructuras con Líneas en Operación

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Capítulo III

Cuando no sea práctico colocar los electrodos verticales y paralelos al sentido de la línea de transmisión, la medición se puede realizar en sentido perpendicular. Cada valor obtenido en las pruebas debe ser registrado, generalmente también se proporcionan los formatos a llenar por la empresa que presta el servicio. Para medir la resistencia eléctrica en la Red de Tierra debemos utilizar una sola medición de resistencia por estructura. La distancia de instalación de los electrodos verticales de corriente y de Potencial, C y P deberán ser de 75 m y de 46 .5 m respectivamente (ver Anexo II). La dirección de la medición se debe realizar de preferencia perpendicular a la línea en cualquier sentido, de no poder realizarse en esa dirección, se puede realizar longitudinalmente a la línea y, en el último de los casos en forma diagonal, siempre y cuando no existan contraantenas instaladas. En el caso de estructuras de deflexión, la medición se debe hacer en la dirección de la cruceta como lo muestra la siguiente figura:

Dirección de medición para Torres

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Capítulo III

La red de tierra será adecuada cuando su resistencia eléctrica sea menor o igual a 10 Ω, en caso contrario, se deberán verificar los procedimientos de medición y/o mejorarse.

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Capítulo III

Reducción de Valores de Resistencia de Conexión a Tierra en Torres de Transmisión Debido a que el valor de resistencia de conexión a tierra se ve afectado por las características del terreno, arreglos de las varillas de tierra y las conexiones entre ellas, los métodos de mejoramiento de los valores de resistencias de conexión a tierra en torres de transmisión hacen uso de los puntos mencionados con anterioridad. Para las características del terreno se usan métodos para disminuir la resistividad del terreno por medio de sales o productos químicos. Con los arreglos de varillas a tierra se recomiendan tanto número como disposición de éstas para disminuir la resistencia de conexión para ciertas resistividades de terreno. Y por último, se recomiendan tipos de uniones para asegurar que las conexiones no pierdan sus características.

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Capítulo III

Métodos de mejoramiento A continuación se enumeran algunos de los métodos usados para reducir o mejorar los valores de conexiones a tierra:

1. Electrodos Profundos: Cuando el terreno es penetrable se puede usar este método para mejorar el valor de resistencia de tierra. A mayor profundidad se tienen mejores valores de resistividad de terreno, especialmente en terrenos donde se tienen mantos freáticos no muy profundos. Debido a las longitudes de electrodos y los métodos para enterrar las varillas, este método puede resultar antieconómico y muy poco práctico.

2. Electrodos Múltiples en Paralelo: Cuando se tienen valores de la resistividad del terreno de las capas superiores más baja que la de las capas profundas o en casos donde no se pueden obtener las profundidades adecuadas de las varillas de tierra, se recomienda el uso de dos o más electrodos en paralelo, ya que como es sabido, un arreglo en paralelo reduce la resistencia total equivalente del sistema.

3. Contraantenas: En terrenos donde no es posible la penetración de varillas teniéndose un manto delgado de suelo sobre subsuelo de roca, se recomienda el uso de conductores enterrados a baja profundidad a lo largo de zanjas construidas específicamente para contener el conductor llamadas contraantenas. Este arreglo se debe realizar en forma horizontal y en una sola dirección.

4. Hormigón armado: El hormigón armado puede considerarse como electrodo metálico inmerso en un medio razonablemente homogéneo (el hormigón), cuya resistividad está en el orden de los 30 Ω -m. El

hormigón, a su vez está inmerso en el terreno, cuya resistividad puede variar desde uno hasta mil ohms por metro. La relación de resistividades de hormigón y terreno determina la resistencia de dispersión a tierra resultante.

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Capítulo III

5. Reducción de la resistividad del suelo mediante procedimientos artificiales: En algunos terrenos con alta resistividad, las prácticas de los métodos resumidos anteriormente pueden resultar prácticamente imposibles de aplicar para obtener valores de resistencia de conexión a tierra aceptables. En estos casos puede resultar aceptable el uso de procedimientos para reducir artificialmente la resistividad del terreno que circunda al electrodo de tierra. Los métodos más usados se resumen a continuación.

5.1. Agregado de sales simples: Un método simple de tratamiento químico de suelos es mediante sales. Esta se dispersa en una zanja alrededor del electrodo de tierra formando un círculo y tapada con tierra, sin llegar a tener contacto directo con el electrodo, como se muestra en la siguiente figura:

El sulfato de magnesio, el sulfato de cobre y la sal común o cloruro de sodio, son sales que pueden utilizarse para este propósito. Una de las desventajas de este método es la degradación que existe durante las lluvias, que drenan la sal a través de la porosidad del suelo y la corrosión que se genera en la varilla por la presencia de dichas sales. Por lo que este método no se recomienda.

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Capítulo III

5.2. Agregado de coque: La resistividad del coque es de aproximadamente 1.3 Ω-m y además es independiente del

contenido de humedad debido pero al colocarse e el terreno se hace dependiente de la humedad debido al resto del terreno. Una de las desventajas del uso del coque y de la sal es su efecto corrosivo, el cual disminuya la vida útil del electrodo de tierra.

5.3. Aporte de sales “gel”: Este método consiste en irrigar el terreno con dos o más sales combinadas con una solución acuosa acompañada de catalizadores que reaccionan entre sí formando un pr ecipitado en forma de “gel” estable, con una elevada conductividad eléctrica. E sta mezcla es resistente a los

ácidos del terreno y es insoluble en agua, lo que le da al método un mayor tiempo de permanencia.

5.4. Inyección de bentonita: Este método consiste en el uso de bentonita en grietas naturales formadas alrededor del electrodo de tierra o formando una capa alrededor de este. La bentonita es un mineral de composición compleja, básicamente arcilla de notables características higroscópica, un buen conductor de electricidad y que además protege al electrodo de la corrosión.

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Capítulo III

Recomendaciones para diferentes resistividades del terreno Los métodos básicos de conexiones de tierra en líneas de transmisión s on:



El uso de varillas de conexión de tierra de 19 mm de diámetro y 3 m de longitud, enterradas verticalmente, interconectadas con longitudes cortas de conductores y unidas a las patas de las estructuras.



El uso de contraantenas, las cuales consisten de uno o varios conductores enterrados horizontalmente en zanjas de 30 cm de profundidad y unidos a las patas de la estructura.

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Capítulo III

Desde el punto de vista práctico el m étodo más usado para reducir el valor de resistencia a tierra es el uso de contraantenas. Estas se recomiendan usar en casos en que la resistividad del terreno sea mayor a 200 Ω-m. Estas se caracterizan por una impedancia inicial entre 150 y 200 Ω (impedancia característica). Su comportamiento al impulso del rayo presenta esta impedancia inicial que disminuye exponencialmente después de un tiempo aproximado a 1µs, como se muestra a continuación:

Comportamiento al impulso de la impedancia de contraantenas

Después de este tiempo la impedancia decrece a valores de la resistencia de conexión a tierra en estado estable. Este comportamiento al impulso de la impedancia nos da las longitudes máximas efectivas para el diseño de contraantenas, por ejemplo, si consideramos una contraantena de 50 m de largo (considerando un tiempo de viaje de la onda de corriente del rayo a 300 m/µs), se tiene que en 1µs la onda viajará 300 m, seis veces la longitud de la contraantena. De este comportamiento, la longitud de las contraantenas se puede limitar a valores característicos dependientes de la resistividad del terreno. En la siguiente figura se muestra la relación entre la longitud eficaz de contraantenas y la resistividad del terreno:

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Capítulo III

Relación entre la longitud eficaz de contraantenas y resistividad del terreno

La longitud eficaz de contraantenas deberá estar comprendida entre 20 y 70 m. y su multiplicidad entre 2 y 4. El uso de contraantenas en torres de transmisión se puede resumir con las recomendaciones mostradas en la siguiente tabla y figuras:

Resistividad del Terreno (Ω-m) < 300 300 – 500 500 – 1000 > 1000

Configuración de la Contraantena Dos contraantenas de 30 m de longitud en patas opuestas. (Figura A) Dos contraantenas de 45 m de longitud en patas opuestas. (Figura A) Cuatro contraantenas de 30 m de longitud en patas opuestas. (Figura B) Cuatro contraantenas de 50 m de longitud. (Figura B)

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Capítulo III

Figura A:

Configuración de dos contraantenas

Figura B:

Configuración de cuatro contraantenas

Estas recomendaciones dan un enfoque general de las conexiones de tierra en las torres de transmisión, la solución para cada línea dependerá del nivel de confiabilidad deseado, la variación de la resistividad del terreno a lo largo de la línea y de la densidad de los ratos a tierra.

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Anexo I Índice de Interrupciones por Flameo Inverso

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Anexo I

Flameo Inverso El proceso de flameos inversos depende de varios factores, uno de los principales es la resistencia al pie de la torre la cual puede ser diseñada para obtener un índice de fallas por flameos inversos. Cuando se tiene una descarga atmosférica en el hilo de guarda se crean ondas transitorias de corriente y voltaje que viajan hacia ambos lados del conductor, como se muestra en la siguiente figura:

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Anexo I

Al llegar la onda a un punto de cambio de impedancia, como lo es la torre, se producen ondas reflejadas y transmitidas en la punta de esta estructura, estas ondas crean diferencias de potencial en los aislamientos entre los conductores de tierra y los conductores de fase, en diferentes puntos de la línea, estos puntos pueden ser a lo largo del claro o en los aisladores sostenidos en las torres. En el caso de que este potencial exceda los potenciales del aislamiento se producirán flameos inversos. En la siguiente figura se presenta el concepto general del flameo inverso:

Concepto general del flameo inverso

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Anexo I

Los flameos inversos en las torres son los más frecuentes. Por lo que para el diseño de protección por flameos inversos se deben considerar problemas por flameos inversos en las torres, despreciando los flameos inversos en los claros de las líneas. En general el flameo inverso es influenciado por los siguientes factores: 

Distancias entre conductores y distancia entre el conductor y la estructura.



Longitud de claro entre las torres.



Número de hilos de guarda y su posición.



Geometría de la estructura.



Resistencia de conexión a tierra de la estructura.



Punto de incidencia del rayo.



Distribución de amplitudes de corrientes de rayo y formas de onda.



Densidad de rayos a tierra de la zona.



Tensión de operación de la línea.

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Anexo I

Número de salidas por flameo inverso Para la obtención del número de salidas por flameos inversos se consideran todos los parámetros

mencionados

en

el

apartado

anterior, los cuales varían de acuerdo a sus distribuciones de probabilidad. Los parámetros mencionados se ingresan a un software para realizar el análisis y calcular el número de salidas por flameo inverso. En todos los análisis obtenidos se consideró un valor de

 

  . La gráfica de la derecha

muestra los resultados de estos cálculos para un nivel de tensión de 115 KV.

80


Anexo I

Las siguientes gráficas muestran familias de curvas para obtener un índice de salidas por flameos inversos con determinada resistencia de conexión a tierra. En la primera, se muestran para un nivel de tensión de 230 KV y en la segunda se muestran para 400 KV y para algunos tipos de torres de líneas de transmisión usadas en Comisión Federal de Electricidad.

Número de salidas por flameos inversos contra resistencia de conexión a tierra en torres de 230 KV usadas en C. F. E.

Número de salidas por flameo inversos contra resistencia de conexión a tierra para torres de transmisión de 400 KV usadas en C. F. E.

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Anexo II Principio de Medición de Resistencia Eléctrica de Redes de Tierra

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Anexo II

Principio de Medición de Resistencia Eléctrica de Redes de Tierra Generalidades: El objetivo principal es determinar de la manera más simple y práctica el valor de la resistencia entre la estructura de la línea de transmisión y el terreno donde se encuentra. Esta medición se basa en la Ley de Ohm, en la cual e requiere la medición de la diferencia de potencial y de la corriente eléctrica.

Material y Equipo: a) Voltímetro, amperímetro y batería. Los medidores de resistencia comerciales integran estos componentes. 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 y con punta en un extremo. c) Cables de cobre aislado para la conexión de sección transversal mínima de 2 mm 2, con caimán en un extremo y en el otro una terminal adecuada al medidor de resistencia que vayamos a utilizar. El cable de corriente más l argo debe tener pantalla.

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Anexo II

Principio de Medición: Se clavan dos electrodos verticales llamados también sondas o electrodos a ciertas distancias de la pata de la estructura. Se aplica una corriente entre la pata y el electrodo vertical C y se mide con un amperímetro y la diferencia de potencial se mide con un voltímetro entre la pata y el electrodo vertical P como se muestra en la figura:

Colocación de los Electrodos verticales de Corriente C y de Potencial P

Si el electrodo P se coloca en varios puntos entre l a pata y el electrodo C de preferencia en línea recta se puede obtener una serie de lecturas de tensión y por la Ley de Ohm, determinar la resistencia eléctrica en cualquier punto medido. Moviendo el electrodo vertical P de la pata de la estructura hacia el electrodo vertical C podemos obtener una serie de valores de resistencia eléctrica los cuales nos pueden ser de utilidad al representarlos en una forma gráfica como lo son las gráficas mismas.

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Anexo III Requerimientos de Calibración de Medidores de Resistencia de Tierra

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Anexo III

Requerimientos de Calibración de Medidores de Resistencia de Tierra Los medidores de resistencia de tierra existentes en las áreas de CFE, excepto los de tipo gancho, son: 

Medidores de baja frecuencia (analógicos o d igitales).



Medidores de alta frecuencia (analógicos o digitales). Los medidores de baja frecuencia (menores de 200 Hz) deben tener una exactitud igual o

mejor al 2% de la lectura y los de alta frecuencia (igual o mayor de 5kHz) deben ser mejores del 5%, y deben ser calibrados anualmente por un laboratorio de calibración acreditado a nivel nacional, como el LAPEM dentro de la propia Comisión Federal de Electricidad. La calibración de los medidores de baja frecuencia debe hacerse con resistencias externas de exactitud igual o mejor al 0.5%, de disipación suficiente. Los medidores de alta frecuencia se calibran con resistencias externas no inductivas de exactitud igual o mejor al 1,0%, conectadas entre los bornes E y S del medidor y con un puente entre los bornes S y H. La calibración de los dos tipos de medidores debe hacerse para cada una d e sus escalas, incluyendo siempre la de 10

.

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Anexo III

No se aceptan calibraciones realizadas con el propio calibrador del instrumento. Los medidores de alta frecuencia requieren también una calibración adicional con el arreglo indicado en la siguiente figura. Entre los bornes E y S se conecta una resistencia de calibración Rc, algo menor que la escala completa considerada, en serie con una inductancia de 200 µH. Entre los bornes S y H se conecta una resistencia no inductiva de aproximadamente 20 Ω. Se hace la medición ajustando la capacitancia C del medidor hasta obtener la indicación mínima de resistencia. El error en la medición de la resistencia de calibración en serie con la resistencia óhmica RL de la propia inductancia, debe ser igual o menor del 10% de la escala completa. Esta calibración debe incluir siempre la escala de 10 Ω. La escala mínima (3Ω o menos) no se calibra debido al gran error que tiene. Cada área de CFE será responsable de que se apliquen los métodos de calibración de esta especificación.

Conexiones para la calibración adicional de un Medidor de Tierras de Alta frecuencia

E, S y H son los bornes del medidor correspondiente a Estructura, Potencial y Corriente respectivamente.

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Anexo IV Errores Frecuentes en la Medición de Resistividad y Resistencia

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Anexo IV

Errores Frecuentes en la Medición de Resistividad y Resistencia Durante la medición se pueden tener errores debidos principalmente a: a) Falta de calibración o mal funcionamiento del medidor. Revisar si esta vigente la ultima calibración o si hay una indicación de “uso limitado” o “no usarse”, en la calcomanía de calibración pegada al medidor.

En el campo se puede verificar el funcionamiento del medidor de una manera práctica como la siguiente: se conecta una resistencia externa de valor conocido a los bornes del medidor como se muestra en las siguientes figuras y se hace la medición ajustando la capacitancia C hasta obtener la lectura mínima de resistencia. La resistencia medida debe quedar dentro del ±5% del valor de la resistencia externa para los medidores de baja frecuencia y del ±10% en los medidores de alta frecuencia, para considerar que el medidor funcione y mida razonablemente.

Verificación del funcionamiento del Medidor de Resistividad de Baja Frecuencia

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Anexo IV

Verificación del funcionamiento del Medidor de Resistividad de Alta Frecuencia

La resistencia externa deberá ser de carbón, como las utilizadas en electrónica, de al menos 1 W y ±5% de tolerancia. Su valor se obtiene mediante medición con un multímetro (óhmetro) digital de exactitud igual o mejor al ±1%, realizada preferentemente en el sitio. Conviene contar con varias resistencias externas de valores próximos pero menores a las escalas completas del medidor para hacer una verificación más completa, en cualquier caso, se recomienda contar con una resistencia externa de 10Ω. b) Falso contacto entre el caimán de conexión y la varilla.

Limpiar el caimán y la varilla hasta eliminar la capa de óxido en las superficies de contacto. c)

Baterías de instrumento bajas.

Reemplazarlas por baterías nuevas o en su caso, recargarlas. d) Algún cable de medición está abierto.

Verificar la continuidad del cable y si está abierto repárelo o reemplácelo. e) No se ajusto el cero mecánico del instrumento para equipo analógico.

Antes de reemplazar cualquier medición, se debe colocar la aguja en el cero de la carátula del equipo, por medio del tornillo de ajuste.

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Sistemas de Tierra en Líneas de Transmisión f)

Anexo IV

Tomar un valor equivocado del multiplicador de la escala de resistencia para equipo analógico.

Considerar siempre el valor del multiplicador que éste indique. g) Valor fuera del intervalo del instrumento.

Realizar una nueva medición humedeciendo ligeramente y solamente alrededor de cada varilla. h) La lectura de la aguja no se estabilizan.

Existe mucha interferencia o ruido eléctrico. Medir en otro sitio cercano donde no haya interferencia, utilizar un equipo que cuente con filtro o cambiar la orientación de la alineación de las varillas o medir en otra ocasión.

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Anexo V Fabricación de Electrodos en Campo para Sistemas de Tierra

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Anexo V

Fabricación de Electrodos en Campo para Sistemas de Tierra Previamente, se debe fabricar un armazón de madera de 100 cm de alto por 25 cm de lado, utilizando un cuadrado de 25 cm. El armazón debe tener dos crucetas colocadas a 30 cm de cada lado, tal y como se muestra en la siguiente figura:

Armazón de madera

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Anexo V

Empezando a 20 cm de la parte inferior del armazón, se hará una bobina de cobre de 25 cm de diámetro nominal, utilizando para tal fin 6,5 m de alambre de cobre de 33,62 mm² de sección transversal. La separación entre los devanados de la bobina es de 9 cm aproximadamente, de tal manera que se tenga una longitud de 60 cm, con la finalidad de obtener una distribución uniforme en toda la superficie del electrodo. Adicionalmente, se debe fabricar una chaqueta cilíndrica de lámina de acero inoxidable de 33 cm de diámetro y 95 cm de longitud, con dos agarraderas en un extremo. Posteriormente se deben realizar las cepas para la instalación de los electrodos a 1,6 m de profundidad y diámetro entre 35 a 55 cm. Instalar en el fondo de la cepa la chaqueta cilíndrica con las agarraderas hacia arriba e introducir la bo bina de cobre, procurando de que quede centrada.

Cepa necesaria para la Instalación del Electrodo

Preparar el relleno químico utilizando alguna de las dos siguientes mezclas:

d) Mezcla A: Se requieren 80 kg de una mezcla de 75% de yeso, 20% de bentonita y 5% de sulfato de sodio. Agregar la mezcla en el interior de la chaqueta y en el exterior, tierra de la misma excavación. Posteriormente agregar 40 litros de agua al interior de la chaqueta poco a poco, utilizando un tubo para agitar la mezcla. Inmediatamente, retirar la chaqueta de acero.

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Anexo V

e) Mezcla B: Preparar en un recipiente abierto, de preferencia en una carretilla o cajón de madera, 50 kg de químico intensificador intensificador nacional, agregándole agua poco poco a poco hasta completar 60 litros, tratando de homogeneizar la mezcla con una cuchara de albañil. Agregar la mezcla en el interior de la chaqueta y en el exterior tierra de la misma excavación. excavación. Inmediatamente, retirar la chaqueta de acero. Realizar la conexión de la bobina de cobre a la estructura por medio de un cable conductor que puede ser de cobre o de hilo de guarda de alumoweld o galvanizado. Terminar de rellenar la cepa con tierra d e la misma excavación.

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Bibliografía

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Métodos de ubicación del cable de guardia 2009 Universidad Nacional de La Plata Facultad de Ingeniería Año 2009

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CIGRÉ WG 33-01 (A. Eriksson) Cigré Brochure 63, October 1991

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CFE 56100-16-1996 Electrodos para Tierra.

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Guía para la Protección de Tierra en Subestaciones de C. A.

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Sistemas de puesta a tierra en lineas de transmision

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