Diseño de un sistema de puesta a tierra para una terminal de almacenamiento y reparto de...

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA

MECÁNICA Y ELÉCTRICA.

UNIDAD AZCAPOTZALCO.

DISEÑO DE UN SISTEMA DE PUESTA A TIERRA PARA UNA TERMINAL DE ALMACENAMIENTO Y REPARTO DE COMBUSTIBLE (TAR).

TESIS.

QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE:

INGENIÉRO MECANICO

PRESENTA.

C. EDGAR SOSA DOMÍNGUEZ.

ASESORES:

ING. GERARDO IRVIN ARJONA RAMÍREZ.

M. en C. RICARDO CORTÉZ OLIVERA

SISTEMA DE PUESTA A TIERRA

AGRADECIMIENTOS

A MIS PADRES

Por el apoyo brindado e incondicional durante toda mi vida

A MI PADRE

Por ser el brazo fuerte en mi existir, y enseñarme a continuar cuando caemos.

A MI MADRE

Por acogerme siempre en sus brazos y darme el cariño incondicional para seguir siempre adelante.

A MI HERMANA

Por ser mi luz durante todo el camino.

A MI HERMANO

Por estar cuando pedí su apoyo.

A EFREN DOMINGUEZ

Por nunca dudar de mí, y seguirme apoyando.

A MI ESPOSA E HIJOS

Por estar en este momento y con su sonrisa saber que existo.

A MIS ASESORES

Gerardo Irving y Ricardo Cortez, por su apoyo para realizar este trabajo.

A MIS COMPAÑEROS DE TRABAJO

Por el apoyo para culminar lo que algún día comencé.


2

Índice

OBJETIVO. ........................................................................................................................................................................... 4

JUSTIFICACIÓN. ................................................................................................................................................................. 5

INTRODUCCIÓN. ................................................................................................................................................................ 6

Capítulo 1: Generalidades ...................................................................................................................................................... 7

1.1 Introducción al Sistema de Puesta a Tierra. .......................................................................................................... 7

1.2 Descripción ........................................................................................................................................................... 9

1.3 Sistema de tierras. ............................................................................................................................................... 10

1.4 Tipos de falla en un sistema eléctrico ................................................................................................................. 11

1.5 Componentes de un sistema de puesta a tierra ................................................................................................... 14

1.6 Conceptos básicos de la puesta a tierra. .............................................................................................................. 16

1.7 Moldeo del cuerpo humano. ............................................................................................................................... 24

1.8 Tipos de suelo y su resistividad. ......................................................................................................................... 29

1.9 Descargas Atmosféricas ..................................................................................................................................... 32

1.10 Áreas clasificadas ............................................................................................................................................... 37

1.11 Materiales a utilizar ............................................................................................................................................ 40

Capítulo 2: Análisis del Problema ........................................................................................................................................ 43

2.1 Resistividad del Terreno y Métodos de Medición: .............................................................................................. 43

2.2 Medición de la resistividad del suelo................................................................................................................... 44

2.3 Método de Wenner para la medición de la resistividad del suelo. ....................................................................... 48

2.4 Estudio de Resistividad del Terreno para la S.E. con Mediciones en Campo. .................................................... 49

2.5 Método de medición ............................................................................................................................................ 50

2.6 Tabla de resultados .............................................................................................................................................. 54

2.7 Componentes principales de una TAR para el estudio de resistividad del suelo. ................................................. 58

2.8 Conceptos Generales para el Diseño de la Red de Tierras de una TAR. ............................................................. 59

2.9 Consideraciones de un sistema de puesta a tierra ................................................................................................ 60

2.10 Electricidad Estática ............................................................................................................................................ 63

2.11 Sistema de tierra aislada. ..................................................................................................................................... 68


3

Capítulo 3: Diseño y Memoria de Cálculo .......................................................................................................................... 72

3.1 Cálculo de la red de tierras de la subestación eléctrica de una TAR. ................................................................... 72

3.2 Requerimientos de la Subestación Eléctrica por parte de PEMEX ...................................................................... 74

3.3 Procedimiento de la malla de tierras para la Subestación Eléctrica ..................................................................... 77

Capítulo 4: Costos del Proyecto. .......................................................................................................................................... 90

4.1 Costos del proyecto. ............................................................................................................................................ 90

4.2 Costo de Ingeniería. ............................................................................................................................................. 91

4.3 Costo de Material y Mano de Obra. ..................................................................................................................... 92

Conclusiones ........................................................................................................................................................................ 97

Bibliografía. ......................................................................................................................................................................... 98

Anexo 1 ................................................................................................................................................................................ 99

Tablas y Diagramas de referencia para el cálculo de una malla de tierras para una Subestación Eléctrica. ........ 99

Planos de sistema de puesta a tierra para una TERMINAL DE ALMACENAMIENTO Y REPARTO DE

COMBUSTIBLE................................................................................................................................................ 104


4

OBJETIVO.

Aplicar un procedimiento para el diseño de la red de tierras, conocer los tipos de materiales y

especificaciones técnicas, utilizando los criterios dentro de los márgenes de la normatividad vigente, con la

finalidad de cumplir un fin principal, el de proteger y salvaguardar la integridad física de las personas e

instalaciones, y establecer los requisitos mínimos para la adquisición de los sistemas de protección a

tierra para los principales elementos en una Terminal de Almacenamiento y Reparto de combustibles.


5

JUSTIFICACIÓN.

El mantener y proteger en las condiciones más idóneas los equipos y estructuras de la Terminal de

Almacenamiento y Reparto, son la justificación de la presente tesis así como el desarrollo de la red de tierra

basado en la normatividad vigente y utilizando el criterio más adecuado para su fin.

Tomando en cuenta los datos proporcionados por la gente de campo y documentación de CFE en el estudio

de Corto Circuito se determina la metodología a seguir para un buen diseño de puesta a tierra de una

Terminal de Almacenamiento y Reparto de Combustible (TAR).

Todos los equipos que conforman el Sistema Eléctrico están sujetas a una serie de perturbaciones

naturales o extraordinarias, que ponen en riesgo su operación, por lo consiguiente es importante determinar

un buen Sistema de Puesta a Tierra


6

INTRODUCCIÓN.

En esta tesis se habla del diseño y proyecto de un Sistema de Puesta a Tierra para una Terminal de

Almacenamiento y Reparto de Combustible ubicada en Tapachula Chiapas. Las instalaciones eléctricas,

equipos de instrumentación, telecomunicaciones, así como tuberías y estructuras metálicas destinadas a la

Terminal, presentan una gran responsabilidad de los ingenieros de diseño para conectar a tierra los equipos

eléctricos y elementos metálicos de esta Terminal de una manera segura, eficiente y apropiada.

Este problema existe en todos los campos de la Ingeniería Eléctrica, desde las bajas corrientes a tierra de los

equipos electrónicos de estado sólido, hasta las altas corrientes a tierra de las grandes subestaciones en alta

tensión.

A causa de las altas corrientes de falla disponibles hoy en día, es esencial un buen sistema de tierras en todas

las partes del sistema eléctrico, y no olvidemos que estamos en una zona geográfica donde tenemos un sinfín

de tormentas eléctricas causando daños irreversibles en estructuras equipos electrónicos y principalmente en

el ser humano.

Esta tesis se basa en los principios fundamentales de la NOM-022 STPS-2008 donde rige en todo el territorio

nacional y aplica en los centros de trabajo donde se almacenan, manejan o transporten sustancias inflamables

o explosivas, y en aquellos que por su naturaleza del proceso emplean materiales, sustancias o equipos que

sean capaces de almacenar o generar cargas eléctricas estáticas.


7

Capítulo 1: Generalidades

1.1 Introducción al Sistema de Puesta a Tierra.

El tema conexión a tierra es difícil, no por los conceptos intrínsecos de la materia, sino principalmente debido

a la interpretación errónea y a la gran cantidad de términos usados en libros, artículos técnicos y otras

publicaciones sobre el tema. Se habla de:

Tierra masa, tierra física, tierra del circuito, conductor de tierra, conductor de conexión a tierra, conductor del

electrodo a tierra, conductor conectado atierra, tierra de seguridad, tierra de protección, tierra de equipo, tierra

aislada, tierra separada etc..

Y otros tantos vocablos que a través de los años han inventado las industrias electrónica y de

computadoras.

Esta confusión también la crean manuales, estándares y especificaciones, algunas veces escritos por

ingenieros especializados en señal y otras veces por ingenieros de potencia, quienes no siempre están de

acuerdo en cuanto a la percepción y solución de estos nuevos problemas.

La puesta a tierra tiene grandes efectos sobre la seguridad de las personas, seguridad y operación de los

equipos, en los sistemas de distribución de energía eléctrica, computadoras y sistemas de estado sólido, y

también en los sistemas de protección contra descargas atmosféricas.

Cuando Thomas Alva Edison inició su compañía eléctrica de iluminación y el sistema eléctrico de distribución

utilizó un conductor aislado (de tierra) para conducir la corriente eléctrica, utilizaba la tierra (terreno natural)

como conductor para el retorno de la corriente eléctrica a su origen.

El mayor debate fue si se debían o no poner a tierra los sistemas eléctricos, hasta que en el año 1913 el NEC

(NATIONAL ELECTRICAL CODE) obligaba a que los sistemas eléctricos con una tensión mayor de 150

Volts, medidos de fase a tierra, fueran puestos a tierra.

Como en todo sistema eléctrico donde existen más de una conexión a tierra existirán problemas eléctricos,

debido a que no existe control sobre las corrientes que fluyen por tierra (terreno natural), tuberías metálicas,

equipo y a través de la tierra (terreno natural), ocasionando severos daños a las personas, animales, etc.

La puesta a tierra en algunos casos es generalmente recomendada, aunque hay ciertas excepciones. Existen

varios métodos y criterios para La puesta a tierra, cada uno de ellos tienen su propio objetivo.

Los métodos son aplicados a los sistemas eléctricos industriales que distribuyen y utilizan la energía en alta,

media y baja tensión.

Desde luego, se deberá de considerar la Normatividad Vigente. Cuando un sistema eléctrico incluye un equipo

de generación de energía eléctrica, las condiciones del suministrador pueden ser alteradas por:

Ubicación del sistema de generación.

Características del generador.


8

Los requisitos especiales del proceso de fabricación.

Sólo en los últimos cinco años se ha dado gran importancia al sistema de conexión a tierra debido a la

proliferación de equipos electrónicos sensibles, que requieren una tierra libre de ruidos eléctricos. La mayor

parte de nuestros países se encuentran expuestos a una alta incidencia de tormentas eléctricas, por lo que

sufren continuamente daños en sus modernos equipos electrónicos debido a sus prácticas erradas de conexión

a tierra se puede garantizar por completo que si un sistema de tierras está mal instalado o es deficiente, los

equipos electrónicos sufrirán daños irreparables si se presenta una descarga atmosférica. También se puede

garantizar de forma absoluta que el código eléctrico es un libro muy difícil de leer y presenta interpretaciones

erróneas.

A continuación se detallan los principales aspectos a considerar, los cuales se deben tomar en cuenta cuando se

diseña un sistema de tierras.


9

1.2 Descripción

La tierra física es una conexión de seguridad humana y patrimonial que se diseña en los equipos eléctricos y

electrónicos para protegerlos de disturbios o transitorios imponderables, por lo cual pudieran resultar dañados.

Dichas descargas surgen de eventos imprevistos tales como los fenómenos artificiales o naturales como,

interferencia electromagnética, descargas atmosféricas y errores humanos.

La instalación a “Tierra Física” se realiza con el fin de que las descargas fortuitas ya mencionadas, sean

confinadas en forma de ondas para que se dispersen en el terreno subyacente y de esa forma sean “disipadas”,

los cero volts entre cargas atmosféricas (Neutro-Tierra-Masas) no necesariamente es cierta, pues según

mediciones llevadas a cabo con equipo de mediana y alta tecnología, existen zonas de disipación de descargas

que tienen voltajes muy superiores a cero, donde lo que se supone que debe de ser de protección humana o a

equipo eléctrico y/o electrónico, se convierte en un punto alto de riesgo con consecuencias impredecibles.

Hay lugares en los que dicha diferencia de potencial llega a ser tan alto que se han logrado Mediciones entre

neutro y tierra física (desde 5 o más voltios C.A.), lo cual significa que entre el cable que se supone que tiene

voltaje cero y la tierra que también lo debe tener, existe un potencial de tal magnitud que bien se podría

comparar con la necesaria para que trabajen los aparatos domésticos como refrigeradores, televisores,

licuadoras, hornos de microondas, computadoras, etc.

Este fenómeno detectado se presenta por la cantidad de descargas eléctricas, magnéticas y de ondas hertzianas

que se obtienen por una incorrecta disipación a tierra y que “saturan” a los conductores de puesta a tierra.

En la actualidad se requiere de la colocación de varillas de conducción para la tierra física de las instalaciones

eléctricas de cualquier tipo; sin embargo, si son depositadas en una superficie pequeña (cercanas entre sí), los

flujos de corriente utilizarán las mismas trayectorias de salida para la disipación y con ello se reducirá la

capacidad de conducción del suelo.

Se busca que el sistema de protección tenga las características de un electrodo magnetoactivo integral de

mayor transmisión de corriente cuyas características nos permitan asegurar los siguientes beneficios:

* Mejora de la eficiencia del transformador.

* Incremento del transporte de energía eléctrica.

* Mayor vida efectiva para los bancos de capacitores.

* Incremento de la eficiencia del neutro.

* Eliminación de diferencias de potencial entre los gabinetes de distribución y el

Transformador; y en general en toda la red de distribución eléctrica.

* Baja temperatura en transformadores y motores.

* Impedancia baja y efectiva a tierra.


10

1.3 Sistema de tierras.

Un sistema de tierras es un conjunto de conductores, electrodos, accesorios, etc. Que interconectados

eficazmente entre sí tienen por objeto conectar a tierra las cubiertas y otras partes metálicas de los equipos, así

como aquellos elementos de los circuitos que lo requieran.

La unión eléctrica con la tierra de una parte de un circuito eléctrico o de una parte conductora no perteneciente

al mismo, se efectúa mediante la instalación de una puesta a tierra, es decir “es el conjunto formado por

electrodos y líneas de tierra de una instalación eléctrica.

La red de puesta a tierra estará constituida por uno o varios electrodos enterrados, por las líneas de tierra que

conectan dichos electrodos a los electrodos del circuito intencionalmente puesto a tierra.

Para cumplir con las especificaciones mínimas para un sistema de tierra, se deben tomar en cuenta las

siguientes características.

La malla debe estar constituida por cables de forma paralela y perpendicularmente, con un espaciamiento

adecuado a la resistividad del terreno y preferentemente formando retículas cuadradas.

Los cables que forman la malla deben colocarse preferentemente a lo largo de las hileras de estructuras y

equipos.

En cada cruce de conductores de la malla estos deben conectarse rígidamente entre si y en los puntos

adecuados conectarse a electrodos de tierra clavados verticalmente.

Donde sea posible, construir registros en los mismos puntos y como mínimos en los vértices de la malla.

La función principal del sistema de tierras.

La importancia principal radica en proteger la vida humana contra los riesgos naturales que representa el uso y

suministro de energía eléctrica.

En forma simplificada se pueden mencionar como problemas comunes en los sistemas de tierras los siguientes.

Altas tensiones transitorias.

Descargas electrostáticas.

Ruido en los sistemas electrónicos.

Los sistemas de tierras se componen de los elementos que van enterrados directamente, en contacto directo

con el suelo, el cual por lo general está húmedo, estos elementos se ven atacados por la corrosión.

Así es común encontrar redes de tierras que no funcionen en forma adecuada porque algunos de sus elementos

se han corroído. Entre los casos más comunes donde se presenta la corrosión están, lugares donde se rectifica

la corriente, como centros de cómputo, trolebuses, etc. lugares cercanos a aguas residuales, ya que a esta agua

se le agregan substancias químicas que atacan a los metales y al cobre, sin embargo, un metal enterrado tiende

a corroerse con el transcurso del tiempo.


11

1.4 Tipos de falla en un sistema eléctrico

Las fallas eléctricas llevan a un sistema eléctrico a condiciones anormales de operación, con voltajes y

corrientes eléctricas elevadas en ciertos puntos del sistema las cuales se pueden evitar utilizando diversos

equipos de protección.

Las fallas eléctricas que pueden ocurrir en un equipo de protección son como se muestran en las figuras. 1.1,

1.2, 1.3, 1.4, 1.5,y 1.6

Dónde:

A= Fase A

B= Fase B

C= Fase C

N= Neutro

Figura 1.1 Falla entre dos fases

Figura 1.2- Falla entre tres fases


12

Figura 1.3- Falla entre una fase y tierra

Figura 1.4- Falla entre dos fases y tierra


13

Figura 1.5- Falla entre una fase y tierra

a través de una impedancia

Figura 1.6- Falla entre tres fases y tierra


14

1.5 Componentes de un sistema de puesta a tierra

La puesta a tierra del equipo está compuesto por:

1. Electrodo de puesta a tierra

2. Conductor del electrodo de puesta a tierra

3. Conductor de puesta a tierra del equipo

4. Puentes de unión

Definiciones:

Electrodo de puesta a tierra

El término electrodo se utiliza para identificar las terminales de una batería, las cuales indican la trayectoria

para la circulación de los electrones dentro y fuera de una batería. El electrodo de tierra de una instalación

eléctrica es el medio por el cual los electrones entran a la tierra. Por tanto es la instalación de una

terminal para facilitar la entrada de los electrones a tierra.

Conductor del electrodo de puesta a tierra

El conductor del electrodo de tierra se define como: El conductor (cable) que conecta directamente al

electrodo de puesta a tierra. Uno muy importante es el Xo del transformador al electrodo de puesta a tierra. El

propósito primario del conductor del electrodo de tierra es conectar el electrodo de puesta a tierra, este está de

definido por la normatividad vigente.

Conductor de puesta a tierra del equipo

El conductor de puesta a tierra del equipo es el que se conecta del tablero de servicio hasta los elementos

finales como receptáculos, armazón de lámparas etc.

Puentes de unión

Se considera puente de unión aquel que sea necesario para asegurar la continuidad eléctrica y la capacidad de

conducir con seguridad cualquier corriente eléctrica que pudiera producirse por falla a tierra.

Puente de Unión Principal. La unión o conexión del conductor puesto a tierra con el conductor de puesta a

tierra en el equipo de desconexión principal.

En la Figura 1.7 tenemos los componentes de un sistema de puesta a tierra.


15

La puesta a tierra del equipo

Figura 1.7 Componentes de un sistema de puesta a tierra.

1. Electrodo de puesta a tierra

44

4. Puente de unión principal

2. Conductor del electrodo de puesta a tierra

3. Conductor de puesta a tierra del equipo

7. Conductor Puesto a tierra

5. Puente de unión

6. Puente de unión, equipo


16

1.6 Conceptos básicos de la puesta a tierra.

Se asume que el planeta Tierra tiene un potencial cero, que puede ser un excelente o pésimo conductor

eléctrico, esto dependerá del grado de humedad, del tipo de terreno que puede ser orgánico, arenosa, arcilloso,

rocoso, roca volcánica, etc.

Al asumir que el planeta Tierra tiene un potencial cero, todas las partes metálicas que normalmente no

transportan energía eléctrica de los equipos eléctricos, deben igualarse al potencial del planeta Tierra, para que

no exista una diferencia de potencial que pudiera representar un peligro a los seres humanos.

Los conceptos básicos para el entendimiento de la puesta a tierra, se basan en el funcionamiento normal de un

circuito eléctrico y aplicando la LEY DE OHM.

La ley de Ohm es la siguiente:

La corriente eléctrica que circula en un circuito eléctrico es directamente proporcional a la tensión, e

inversamente proporcional a la resistencia eléctrica.

I = V/R

Dónde: I = Amperes V = Volts R = Resistencia

Condiciones de operación de un circuito eléctrico.

A) Se tiene el siguiente circuito eléctrico en funcionamiento normal.

El circuito eléctrico tiene una alimentación eléctrica de 120 Volts, el cual alimenta una carga de 30 Ohms con

un conductor de tamaño nominal No.14 AWG con una capacidad de corriente de 15 Ampéres, de acuerdo a la

tabla 310-16 de la NOM vigente.

Calculando la corriente aplicando la Ley de Ohm, se obtiene una corriente de 4 Amperes, con lo que el circuito

eléctrico funcionará normalmente.

Si el mismo circuito eléctrico alimenta a una carga de 12 Ohms, a 120 Volts, calculando la corriente por la Ley

de Ohm, se obtiene una corriente de 10 Amperes, con lo que el circuito eléctrico funcionará correctamente.

Como se muestra en la Figura 1.8


17

Figura 1.8- Circuito eléctrico operando correctamente.

B) Circuito eléctrico funcionando con sobrecarga

.

Figura 1.9- Circuito eléctrico operando con sobrecarga.

Conductor que alimenta a la carga es de calibre 14 AWG

Capacidad de corriente del conductor = 15 A

Calculo de la corriente:

I = 120 / 5 = 24 Amperes

Como se muestra en la Figura 1.9

26

Carga

12 Ohms

30 Ohms

Cálculo de la

corriente I

I=120/12=10A

I=120/30=4A

Carga

5 Ohms


18

C) Circuito eléctrico con corto circuito entre fase y neutro

Figura 1.10- Circuito eléctrico con corto circuito.

Conductor que alimenta a la carga es de calibre 14 AWG

Capacidad de corriente del conductor = 15 A

Calculo de la corriente:

I = 120 / 0.6 = 200 Amperes

Con la corriente circulante de 200 amperes el dispositivo de protección contra sobrecorriente debe operar para

proteger el conductor y liberar la falla de fase a neutro. Como se muestra en la Figura 1.10

Carga

0.6 Ohms


19

Circuito eléctrico con falla a tierra

Figura 1.11 Circuito eléctrico con falla a tierra

En la figura 1.11 tenemos una fuente de alimentación eléctrica por medio de un transformador, sólo se indica

el secundario en conexión en estrella no puesta a tierra, por lo que se obtiene un neutro flotante.

Se alimenta un gabinete metálico con un interruptor automático con una fase y un neutro. De dicho gabinete se

alimenta una carga eléctrica por medio de 2 conductores, fase y neutro, instalados en una canalización

metálica, la cual hace un contacto efectivo con el gabinete del interruptor automático Y la caja metálica de la

carga.

La tubería (conduit) metálica se utiliza como conductor de puesta tierra.

Si ocurre un contacto eléctrico entre el conductor de fase y la canalización metálica, está quedará energizada.

Si una persona hace contacto con la tubería metálica y con el terreno natural, en el momento en que la tubería

(conduit) metálica está energizada, la corriente eléctrica no circulará a través de la persona, debido a que el

transformador de alimentación no tiene ninguna conexión con el terreno natural. Por lo tanto la persona no

cerrará el circuito eléctrico.

29

Corriente =?

Tensión=?

Resistencia=?

Tubería metálica

Transformador Delta - estrella

Tablero eléctrico

Carga

Con caja metálica

Falla de Fase a

el envolvente

Dispositivo de sobrecorriente de 15A


20

La corriente eléctrica de falla debe regresar a su lugar de origen, en este caso no existe una trayectoria para

llegar a su origen.

El dispositivo de protección contra sobrecorriente

no opera y existe la situación de peligro

Figura 1.12- Dispositivo de protección contra sobrecorriente inoperante

En la figura 1.12 tenemos una fuente de alimentación eléctrica por medio de un transformador. Sólo se indica

el secundario en conexión en estrella con el punto central puesto a tierra, por lo que se obtiene un neutro

sólidamente puesto a tierra.

Se alimenta a un gabinete metálico con un interruptor automático con una fase y un neutro. De dicho gabinete

se alimenta una carga eléctrica por medio de 2 conductores fase y neutro, instalados en una canalización

metálica la cual hace un contacto efectivo con el gabinete del interruptor automático y la caja metálica de la

carga.

La tubería (conduit) metálica se utiliza como conductor de puesta a tierra.

Si ocurre un contacto eléctrico entre el conductor de fase y la canalización metálica, ésta quedará energizada.

Si una persona hace contacto con la tubería metálica y con el terreno natural en el momento en que la tubería

Calculo de corriente

I = 120 / 10

I =12 A

Tubería metálica


Tablero eléctrico

Carga

Con caja metálica

Falla de Fase a

el envolvente

Con 10 Ohms en la trayectoria



21

(conduit) metálica se encuentra energizada, la corriente eléctrica circulará a través de la persona, debido a que

el transformador de alimentación se encuentra puesto a tierra, por lo que la persona cerrará el circuito eléctrico

a través del terreno natural.

Trayectorias de la corriente de falla a tierra

Figura 1.13- Trayectoria de la corriente

En la figura 1.13 se observa que la persona al tener contacto con la tubería (conduit) metálica con la mano,

forma un nodo y por la persona circulará la corriente eléctrica de falla de fase a tierra, debido al contacto de

sus pies con el terreno natural.

Recordando que la corriente eléctrica de falla de fase a tierra debe de regresar a su lugar de origen, la

trayectoria que tomará la corriente de fase a tierra será a través del cuerpo humano, terreno natural, electrodo

de puesta a tierra, conductor del electrodo de puesta a tierra, conductor de fase, dispositivo de protección

contra sobrecorriente, conductor de fase y tubería (conduit) metálica.

Terreno natural

Tubería metálica

Transformador Delta - estrella Tablero eléctrico

Carga

Con caja metálica

Falla de Fase a

el envolvente

Con 10 Ohms en la trayectoria



I = 120 / 10

I =12 A


22

El terreno natural puede ser un excelente o pésimo conductor, dependiendo de la resistividad eléctrica; es por

esta razón que el terreno natural (tierra) no se deberá de utilizar como único conductor de puesta a tierra.

Calculando la corriente al aplicar la Ley de Ohm, se considera que la trayectoria de puesta a tierra tiene una

impedancia de 10ohms. Se obtiene entonces una corriente de 12 Amperes. Con este valor de corriente el

dispositivo de protección contra sobrecorriente no operara y no liberará la falla, por lo que la persona se

encuentra en peligro de muerte, debido a que circulará una corriente eléctrica por su cuerpo por tiempo

indefinido.

El dispositivo de protección contra sobrecorriente

Opera y libera la falla y el peligro desaparece

Figura 1.14- Puesta a tierra del neutro e instalación del puente de unión principal.

Terreno natural

Tubería metálica


Carga 10 ohms Con caja metálica

Falla de Fase a

el envolvente



I = 120 / 1.6 ohms

I = 75 A

Con barra de puesta a tierra y

puente de unión principal


23

En la figura 1.14 tenemos el mismo circuito eléctrico, ahora se instalará un electrodo de puesta a tierra en el

primer medio de desconexión de la instalación eléctrica, en donde se instalará un conductor del electrodo de

puesta a tierra que se unirá con el conductor puesto a tierra de la acometida y se unirá con el gabinete metálico.

A esta unión se le llama PUENTE DE UNION PRINCIPAL.

La tubería (conduit) metálica se utilizará como conductor de puesta a tierra.

Si ocurre un contacto eléctrico entre el conductor de fase y la canalización metálica provocará una falla de fase

a tierra. Si una persona hace contacto con la tubería metálica y con el terreno natural, en el momento en que

ocurre la falla de fase a tierra, la mayor parte de la corriente eléctrica de falla a tierra circulará a través de la

tubería (conduit) eléctrica y una menor parte de la corriente de falla a tierra por la persona debido a que el

transformador de alimentación se encuentra puesto a tierra, por lo que la persona cerrará el circuito eléctrico a

través del terreno natural.

Como podemos observar en las figuras anteriores 1.11, 1.12, 1.13 y 1.14 se determina que:

La mayor parte de la corriente de falla de fase a tierra circulará por la tubería (conduit) metálica, que presenta

una trayectoria de menor impedancia para la corriente de falla de fase a tierra.

Recordando que la corriente eléctrica de falla de fase a tierra debe de regresar a su lugar de origen, la

trayectoria de menor impedancia que tomará la corriente de fase a tierra será a través de la tubería (conduit)

metálica, puente de unión principal, conductor puesto a tierra de la acometida, conductor de fase, dispositivo

de protección contra sobrecorriente, conductor de fase y tubería (conduit) metálica.

La otra trayectoria de mayor impedancia de retorno de la falla de fase a tierra a su lugar de origen será por el

cuerpo humano, terreno natural, electrodos de puesta a tierra, conductor del electrodo de puesta a tierra,

conductor puesto a tierra.

Calculando la corriente al aplicar la Ley de Ohm, se considera que la trayectoria de puesta a tierra tiene una

impedancia de 1,6 Ohms; se obtiene una corriente de 75 Amperes, con este valor de corriente el dispositivo de

protección contra sobre corriente deberá de operar y liberar la falla de fase a tierra, por lo que la persona no se

encontrará en peligro de muerte.

La función que tiene el puente de unión principal es la de unir el conductor de puesta a tierra y el conductor

puesto a tierra de la acometida, para que la corriente de falla de fase a tierra llegue a su origen

Si el puente de unión principal se omite, la corriente de falla de fase a tierra no tendrá una trayectoria efectiva

de menor impedancia por lo que la instalación eléctrica puede quedar en peligro de incendio y las personas que

tengan contacto con las partes metálicas de la instalación eléctrica pudieran estar en peligro de muerte.


24

1.7 Moldeo del cuerpo humano.

Para entender las técnicas analíticas que involucran la puesta a tierra, es necesario entender las características

de la parte más importante del circuito: EL CUERPO HUMANO.

Una persona normal puede soportar una corriente de 1 miliamper.

Las pruebas a lo largo del tiempo han establecido que los efectos de una descarga eléctrica son el resultado de

la corriente y no del voltaje.

10-25 miliamperes -causan dolor muscular.

100 _ miliamperes - causan fibrilación ventricular.

Altas corrientes pueden parar el corazón completamente o causar quemaduras eléctricas severas.

Los efectos de la corriente eléctrica pasando a través de las partes vitales del cuerpo humano dependen de la

duración, magnitud Y frecuencia de la corriente.

La consecuencia más peligrosa es exponer al corazón a una fibrilación ventricular, el resultado inmediato es

que no habrá circulación de sangre.

Los humanos somos muy vulnerables a los efectos de la corriente eléctrica a 50 y 60 Hz.

Las corrientes de 0,1 Amperes pueden ser fatales.

De acuerdo a los estudios realizados durante largo tiempo, se ha concluido que el cuerpo humano puede tolerar

una corriente de 25 Hz y aproximadamente 5 veces más la corriente directa.

A frecuencias de 3000-10 000 Hz, las corrientes altas pueden ser toleradas.

En algunos casos también el cuerpo humano puede ser capaz de tolerar altas corrientes debido a las descargas

atmosféricas.

Los efectos fisiológicos más comunes son, contracción muscular, inconsciencia, fibrilación del corazón,

bloqueo del nervio respiratorio y calcinación.

La corriente de 1 miliamper generalmente se percibe, esto es, es la magnitud de la corriente que la persona

puede justamente soportar con una sensación en sus manos o dedos causados por el paso de la corriente.

Corrientes de 1 a 6 mAl

Corrientes de 9 a 25 mAl

La corriente eléctrica puede llevar directamente a la muerte, por lo que es importante conocer la naturaleza de

los peligros eléctricos.

Las tres más importantes fuentes de muerte son descarga eléctrica, arco de corriente, Y

sofocación/envenenamiento.


25

Conceptos básicos del cuerpo humano:

Por la ley de ohm la magnitud de la corriente es directamente proporcional al voltaje.

I=V/R

Es por eso que los accidentes en media tensión son 10 veces mayores que para baja tensión.

Figura 1.15- Camino de la corriente de mano derecha a pie derecho.

Así por la Ley de Ohm, la magnitud de la corriente es inversamente proporcional a la resistencia.

La resistencia de la piel humana varía en función del contenido de humedad en las capas internas y externas

del cuerpo humano.

El contenido de la humedad cambia con la temperatura ambiente, cansancio, alta humedad y ansiedad.

Como se muestra en la figura 1.15 Los valores típicos de la resistencia de la piel, están en el rango de:

Piel húmeda = 500 ohms

Piel seca = 300 000 ohms


26

Trayectoria de la corriente eléctrica del cuerpo humano.

Figura 1.16- Camino de la corriente de mano izquierda a mano derecha

En la figura 1.16 nos muestra la trayectoria de la corriente eléctrica por el cuerpo humano, el efecto

ocasionado por el paso de la corriente a través del cuerpo húmedo, está en función de la magnitud de la

corriente y de la duración del paso de la corriente, cuando la corriente fluye a través del tejido esta causara

calentamiento.

Las pruebas han demostrado que el tejido húmedo es destruido a 52.24 °C.

La magnitud de la corriente tolerable (IB), que pasa a través del corazón está definida por:

IB = 0.116/ Es

Dónde: Es= Tiempo de duración de la corriente expuesta.

Constante= 0.116 se refiere a personas con un peso aproximado de 50 Kg.

Constante= 0.157 se refiere a personas con un peso aproximado de 70.3 Kg.

La duración del contacto con las partes energizadas trae efectos en la velocidad a la cual el tejido es destruido.

Cuando esto ocurre la resistencia de la piel decae y la corriente se incrementa.

La trayectoria de la corriente de mano derecha a mano izquierda, ocasiona que la corriente pase directamente

al corazón.


27

La trayectoria de la corriente es muy importante porque los órganos pueden ser afectados.

Trayectoria de la corriente de mano izquierda y pie izquierdo.

Figura 1.17- paso de la corriente por el corazón

En la Figura 1.17 la trayectoria de la corriente de mano izquierda a pié izquierdo, ocasiona que la corriente

pase por el corazón

Trayectoria de la corriente de mano derecha a pie derecho

Figura 1.18-Paso de la corriente sin tocar signos vitales del cuerpo.


28

En la Figura 1.18 La trayectoria de la corriente de mano derecha a pié derecho, es por mano – hombro, y esto

no es crítico, porque la corriente no pasa por el corazón

Trayectoria de la corriente de pie izquierdo a pie derecho

Figura 1.19- Paso de la corriente por partes criticas del cuerpo

La trayectoria de la corriente de pié derecho a pié izquierdo, resulta que la corriente pase a través de partes

críticas del cuerpo y son vitalmente importantes, como se muestra en la Figura 1.19

La resistencia interna de los tejidos del cuerpo, no incluyendo la piel, es aproximadamente 300 ohms.

La resistencia de contacto de mano a mano es de: 2 330 ohms

La resistencia de contacto de mano a pié es de: 1 130 ohms

Un valor de 1000 ohms es seleccionado para el cálculo, representando la resistencia del cuerpo humano de

mano a mano, mano a ambos pies y de pié a otro pié. R= 1000 ohms


29

1.8 Tipos de suelo y su resistividad.

El factor más importante de la resistencia a tierra no es el electrodo en sí, sino la resistividad del suelo mismo,

por ello es requisito conocerla para calcular y diseñar la puesta a tierra de sistemas.

En los sistemas de tierra con neutro a tierra el suelo se comporta como un conductor, más aun, el suelo es “n”

conductor, las características del suelo son tan diferentes en este aspecto, que hay suelos que no conducen la

electricidad, es decir, son aislante, por otro lado hay suelos que son buenos conductores de la electricidad

como suelos húmedos.

Para conocer que tan buen conductor de la electricidad es el suelo, es necesario conocer su resistividad o

resistencia específica, las rocas, la arena y suelos secos tienen una alta resistividad es decir, no conduce la

electricidad, los suelos con alto contenido de humedad tienen baja resistividad.

Resistividad del suelo.

La resistividad también conocida como resistencia específica, es la propiedad que tiene el suelo para conducir

electricidad, la cual está determinada por el tipo de suelo, el contenido de humedad del mismo, su composición

química y la temperatura entre otros factores. La resistividad se mide en ohm-metro, ohm-centímetro, etc.

Existen dos formas para determinarla, una es empírica mediante tabulación y conocimiento del terreno y otra

efectuando la medición directamente en el terreno.

Las zonas superficiales en las que se instalan las redes de tierra tampoco son uniformes y, además, están

afectadas fuertemente por los cambios climatológicos, lluvias y heladas. Todo ello hace que la resistividad sea

muy variable de un lugar a otro y pueda resumirse en que la modifican, de manera muy notable, los siguientes

factores del terreno son:

a) La composición.

b) Las sales solubles y las concentraciones.

c) El estado higrométrico.

d) La temperatura.

e) La granulometría.

f) La compacidad.

g) La estratigrafía.

Por otro lado, la composición de la tierra, incluso en un lugar determinado, es muy heterogénea, presentándose

capas, bolas, depósitos, etc.


30

Sales solubles y su concentración.

Al ser aislantes los principales componentes del terreno, la conductividad del suelo es esencialmente de

naturaleza electrolítica, esto es, la conducción de corriente tiene lugar, principalmente a través de electrolito

formado por sales y el agua habitualmente contenida en el terreno. Estado higrométrico del terreno.

El contenido de agua y grado de humedad del terreno influye, de forma apreciable sobre su resistividad. Su

valor no es constante, ya que varía con el clima, época del año, naturaleza del subsuelo, la profundidad

considerada y la situación del nivel freático pero rara vez es nulo, incluso al referirse a zonas desérticas, es

decir cuando la humedad del terreno varié considerablemente de unas épocas del año a otras, se tendrá en

cuenta esta circunstancia al dimensionar y establecer el sistema de tierra. Se puede usar recubrimientos de

gravas para conservar la humedad del suelo.

Temperatura.

La resistividad del terreno aumenta a medida que desciende la temperatura y al alcanzarse los cero grados

centígrados, hasta el punto que a medida que es mayor la cantidad de agua en estado de congelación se va

reduciendo el movimiento de los electrolitos, es decir: “al alcanzar el suelo temperaturas inferiores a los cero

grados centígrados aumenta mucho su resistividad. Por ello en zonas con peligro de heladas los electrodos se

entierran a una profundidad que no alcance esa temperatura o se tendrá en cuenta esta circunstancia en el

cálculo.” Se deberá tener presente la influencia de las heladas para determinar la profundidad de la instalación

de los electrodos.

Granulometría.

Es un elemento importante que influye a la vez sobre la porosidad y el poder retenedor de humedad y también

sobre la calidad de contacto con los electrodos, esta es la razón de que el valor de la resistividad de la grava

sea superior al correspondiente a la arena y que el de esta supere al de la arcilla.

Los suelos de grano grueso (grava, guijarros, etc.) se prestan mal al establecimiento de buenas redes de tierra,

circunstancia que se puede paliar rodeando la superficie de los electrodos de un cierto espesor de tierra fina o

de otro material relativamente conductor.

Compacidad.

La resistividad se ve también afectada por el grano (grava) de compactación del terreno, disminuyendo al

aumentar este, es decir. “se procura utilizar las capas de tierra más conductoras, haciéndose la colocación de

electrodos con el mayor cuidado posible en cuanto a la compactación del terreno.


31

Estratigrafía.

La resistividad total de un terreno es la resultante de las correspondientes a las diversas capas que lo

constituyen, que la resistividad de las capas superficiales de un terreno presente variaciones estacionales bajo

el efecto del hielo y la resequedad (que la aumentan) o de la humedad (que la disminuye), esta acción puede

hacerse notar hasta una profundidad de varios metros en condiciones climáticas extremas y prolongadas. Por

lo tanto se debe tener en cuenta variaciones de resistividad del terreno en el establecimiento de una red de

tierras enterradas a una profundidad del orden de un metro. Contenido de humedad y sales.

Estos aspectos son el más importante para que un suelo sea conductor de la electricidad y el porciento de agua

del suelo depende del contenido de arcilla, material orgánico, clima, lugar, época del año, etc.

La arena no retiene la humedad y como resultado tiene una resistividad muy alta, las arcillas retienen la

humedad y son conductores de la electricidad, por ejemplo el caso de la bentonita, que es una arcilla que

retiene agua y varía su volumen.

El agua con alto contenido de sales es buena conductora de la electricidad, por el contrario el agua sin sales

(agua destilada) es poco conductora por lo que se puede decir que entre mayor contenido de sales tenga el

suelo húmedo mayor conducción de electricidad tendrá

En la tabla 1.1 se especifica el valor medio de la resistividad en Ω-m para diferentes tipos de terrenos.

Tabla 1.1 Valores Típicos de Resistividades

Tabla extraída del libro PUESTA A TIERRA DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS Rogelio García Márquez

Alfaomega marcombo, página 14.


32

1.9 Descargas Atmosféricas

Introducción.

Las sobretensiones de origen atmosférico son una de las principales causas de fallas en redes de energía

eléctrica. Las sobretensiones en redes de distribución de bajo voltaje son clasificadas en sobretensiones

temporales y sobretensiones transitorias. Las sobretensiones temporales con una frecuencia de 60 Hz., con

duración de varios milisegundos. Las sobretensiones transitorias con frecuencias mayores a 60 Hz., con

duración de algunos milisegundos. Dentro de ésta última se encuentran las originadas por descargas

atmosféricas, que tienen una duración menor a medio ciclo.

Las descargas atmosféricas son una potente fuente de impulsos transitorios y es la fuente más severa. Esta es

causada por la atracción de cargas positivas y negativas en la atmósfera dando como resultado la construcción

de una descarga de energía eléctrica. Nos concretaremos en como las descargas atmosféricas causan

sobretensiones transitorias que aparecen sobre los sistemas de distribución de energía eléctrica.

La descarga atmosférica

Existen dos formas en que se producen las descargas atmosféricas: nube a tierra y entre nubes.

La descarga de nube a tierra comienza con un plasma altamente ionizado, llamado trazador descendente, el

cual se propaga de la nube hacia tierra. Cuando el trazador descendente se encuentra a unos 50 m de alcanzar

tierra, otra descarga eléctrica, llamada trazador ascendente, se propaga desde tierra hacia arriba estableciendo

un canal de conducción entre la tierra y el trazador descendente. En este momento un arco de corriente,

llamado descarga de retorno, fluye de tierra por el canal ionizado hacia la nube. La descarga de retorno

produce una luminosidad intensa. Al final de la descarga de retorno, fluye en el canal una corriente del orden

de 100A.

Esta corriente tiene una duración de algunos milisegundos. Después de algunas decenas de milisegundos o

más, otros trazadores viaja por el canal de descarga hacia tierra produciendo una segunda descarga,

repitiéndose este proceso varias veces. El evento completo es llamado rayo. Un rayo contiene entre tres y

cinco retornos.

Rutas de conducción para las descargas atmosféricas.

La ruta más obvia de conducción es por impacto directo al cable de fase, ya sea en el lado primario o en el

secundario produciendo grandes sobretensiones. Esta no es la única manera en que las descargas entran a las

instalaciones y causan daño.

El transitorio es conducido varios kilómetros a lo largo de la línea (alimentador) y causa múltiples flameos en

los postes cuando este pasa por ellos, como se muestra en la Figura 1.20


33

Figura 1.20- Trayecto de la corriente en líneas aéreas.

Sin embargo, la descarga no tiene que impactar a un conductor para inyectar un impulso de voltaje sobre el

sistema de potencia. Si la descarga atmosférica impacta cerca de la línea se inducirá una sobretensión sobre

ella.

Algunos de los transitorios causados por las descargas atmosféricas entran a la carga a través de la

capacitancia que existe entre los devanados del transformador de servicio y son de corta duración, como se

muestra en la Figura 1.21

El grado de acoplamiento capacitivo depende del diseño del transformador. Es posible que la capacitancia

entre devanado y tierra sea mayor que la capacitancia de devanado a devanado y muchos de los transitorios

son acoplados a tierra más que al devanado secundario.

Figura 1.21- Paso de la corriente a través de los devanados del transformador


34

Cuando se observa un impulso de larga duración en el lado secundario debido a un impacto en el lado primario

del sistema, la descarga es conducida hacia otro punto a través del apartarrayos instalado en el transformador

dirigiéndose hacia el sistema de aterrizamiento, como se muestra en la Figura 1.22

Un problema en particular se presenta si la carga ofrece un mejor aterrizamiento, así muchos de los transitorios

de corriente fluirán de esta manera a través de los conductores a tierra en las instalaciones del usuario.

Figura 1.22- Paso de la corriente a través de un apartarrayos

Los problemas principales de calidad de la energía debido a impactos de descargas atmosféricas que entran al

sistema de tierra son:

1. Elevación del potencial de la tierra local de varios kV. Por encima de otras. El equipo electrónico sensible

que es conectado entre dos tierras de referencia, llega a fallar cuando está sujeta a éste tipo de descargas.

2. Se inducen altos voltajes en los conductores de fase cuando los transitorios de voltaje pasan a través de los

conductores de tierra.

Como podemos resumir entendiendo lo descrito anteriormente, tenemos que:

Los voltajes inducidos en los sistemas eléctricos resultan del potencial existente entre la nube y la tierra.

Cuando se rompe el dieléctrico entre la nube y la tierra, se desarrollará una corriente de descarga.

Estas corrientes van de unos cientos de Amperes a más de 100 KA, la duración es rápida, del orden de 50 a

100 microsegundos.

Los niveles grandes de corriente asociados a la descarga atmosférica en la tierra crean un volumen ionizante

dentro de la tierra (región ionizante). Esta región es de particular importancia en el impacto de la descarga

atmosférica sobre los circuitos electrónicos cercanos y/o de los cables conductores.

Las descargas eléctricas entre nubes pueden inducir transitorios en los conductores enterrados o aéreos.


35

La proximidad de los equipos y circuitos a un evento de descarga atmosférica pueden producir campos

electromagnéticos destructivos a una distancia de 6 a 9 mts, debido a que los voltajes de descarga están entre 5

a 40 kV y los niveles de energía tienden a ser de orden de unidades de milijoules hasta cientos de milijoules.

Los circuitos electrónicos que físicamente están cercanos, pero que no están en contacto directo con la

trayectoria de la descarga atmosférica, pueden tener interferencias con la señal de proceso y siempre en peligro

cuando ocurre una descarga atmosférica.

Problemas ocasionados por el uso de electrodos aislados y una descarga atmosférica.

Como podemos observar, las descargas atmosféricas son de suma importancia a considerar para cualquier tipo

de instalaciones eléctricas, ya que su eventualidad en el inmueble, cerca o lejos del puede llegar a generar una

gran diferencia de potencial, misma que afecta a todos los sistemas eléctricos y pone en riesgo la vida de las

personas, así mismo en inmuebles de almacenamiento de combustible como es este el caso, se debe de tener

un especial cuidado en el diseño del sistema de puesta a tierra para el aterrizaje de todos los equipos eléctricos,

electrónicos y estructuras metálicas no dispuesta a ser conductores eléctricos.

En concordancia con la normatividad vigente tenemos.

Si se tienen electrodos aislados en un mismo inmueble, pueden aparecer diferencias de potencial grandes y

ocasionar daños catastróficos. Con respecto a la Figura 1.23, se tiene una alimentación eléctrica 1 la cual

abastece a las cargas A y B, la fuente 2 alimenta a la carga C, los electrodos del sistema 1 y del 2 están

aislados, mientras que las cargas A, B y C están unidas por medio de cables de comunicación. Una descarga

atmosférica ocasionaría que los gabinetes A y B se elevaran miles de volts como ya se ha mencionado

anteriormente, con respecto al gabinete C, esta diferencia de potencial pondría en peligro la vida humana y el

equipo.

Figura 1.23- Sistema de electrodo aislado.


36

Supongamos que el electrodo de un pararrayos y el electrodo de la alimentación eléctrica de un inmueble no se

unen. Primera violación a la NOM-001-SEDE-2012 En caso de que una descarga atmosférica cayera en el

pararrayos, se tendría que el potencial de todo el equipo metálico unido al conductor de bajada del pararrayos

estaría a un potencial elevado. Mientras que las partes metálicas puestas a tierra del sistema de alimentación

eléctrica, quedarían a potencial de tierra profunda, como se muestra en la figura. Si están próximas partes

metálicas con diferente potencial podría ocurrir arqueo con consecuencias fatales. Con esto, queda demostrada

la necesidad de unir todos los electrodos dentro de un mismo inmueble. Conviene aclarar que se deben unir a

nivel de suelo o tierra y no en otro lugar.

La sección NEC 250-86 prohíbe emplear los conductores de bajada o los electrodos del sistema de pararrayos

en lugar de los electrodos artificiales de la sección. La misma sección indica que esta prohibición no significa

que los electrodos de distintos sistemas no se deban unir. Indica que la unión de los electrodos de los distintos

sistemas limitará las diferencias de potencial entre los electrodos y los alambrados asociados. La sección 250-

81 de la NOM-001-SEDE-2012 da los detalles de la unión del sistema de tierras de alimentación eléctrica con

los otros sistemas de tierra. (Pararrayos, cable, comunicaciones y teléfono).

A continuación se describe textualmente el artículo mencionado de la NOM-001-SEDE-2012, donde podemos

apreciar claramente los requisitos obligatorios para la interconexión de los distintos sistemas de puesta a tierra.

250-81. Sistema de electrodos de puesta a tierra. Si existen en la propiedad, en cada edificio o estructura

perteneciente a la misma, los elementos (a) a (d) que se indican a continuación y cualquier electrodo de puesta

a tierra prefabricado instalado de acuerdo con lo indicado en 250-83(c) y 250-83(d), deben conectarse entre sí

para formar el sistema de electrodos de puesta a tierra. Los puentes de unión se deben instalar de acuerdo con

lo indicado en 250-92(a) y 250-92(b), deben dimensionarse según lo establecido en 250-94 y deben conectarse

como se indica en 250-115.

Se permite que el conductor del electrodo de puesta a tierra sin empalmes llegue hasta cualquier electrodo de

puesta a tierra disponible en el sistema de electrodos de puesta a tierra. Debe dimensionarse de acuerdo con el

conductor para electrodo de puesta a tierra exigido entre todos los electrodos disponibles.

La conexión entre los electrodos se hará independientemente del uso de cada uno.

NOTA: En el terreno o edificio pueden existir electrodos o sistemas de tierra para equipos de cómputo,

pararrayos, telefonía, comunicaciones, subestaciones o acometida, apartarrayos, entre otros, y todos deben

conectarse entre sí.

Así mismo en la NOM-001-SEDE-2012 y en conjunto con la normatividad vigente de PEMEX REFINACION

se determina y es de suma importancia el aterrizaje de los elementos metálicos no dispuestos a ser conductores

eléctricos, para garantizar la conductividad eléctrica a tierra y de esta forma prevenir arcos eléctricos por

diferencias de potencial.

250-78. Unión en áreas peligrosas (clasificadas). Independientemente de la tensión eléctrica del sistema

eléctrico, se debe asegurar la continuidad eléctrica de las partes metálicas no conductoras de equipo,

canalizaciones y otros envolventes en las áreas peligrosas (clasificadas) que define el Artículo 500, por

cualquiera de los medios especificados para las acometidas en 250-72 y que estén aprobados para los métodos

de instalación utilizados.


37

1.10 Áreas clasificadas

Es de suma importancia para PEMEX REFINACION determinar la clasificación de áreas peligrosas, ya que

en gran parte de sus plantas y sin dejar de considerar una Terminal de Almacenamiento y Reparto de

Combustible, se manejan elementos petroquímicos que generan gases y vapores altamente explosivos, así

mismo la importancia que se da para determinar el tipo de materiales a utilizar en sus diversas instalaciones y

las medidas de seguridad a tomar para prevenir accidentes y salvaguardar la integridad de la planta y vida

humana.

En este tema solo hablaremos de la importancia que tiene el aterrizar los elementos metálicos para poder dar

un camino seguro y de baja impedancia a las cargas de electricidad estática generadas en el ambiente, estas

cargas estáticas dirigidas a tierra con una diferencia de potencial pueden ocasionar arcos eléctricos, estos arcos

son fatales si son generados dentro de un área de concentración de gases y vapores altamente explosivos, a

estos sitios se les considera, área clasificada.

De acuerdo a lo que comentamos anteriormente podemos determinar que, durante el transporte, descarga,

procesamiento y almacenamiento de sustancias inflamables, derivadas del petróleo (por ejemplo: Benceno,

Alcohol, Acetileno, Gasolina, Diesel, Gas, etc.) así como productos químicos y polvos orgánicos, es inevitable

que ocurran escapes de gases y vapores, o nubes de polvo que, en contacto con el oxígeno de la atmósfera,

pueden producir mezclas de una concentración explosiva.

La ignición accidental de tales mezclas ocasionada, por ejemplo, por una chispa eléctrica o una superficie

excesivamente caliente puede causar una explosión que ponga en peligro la vida humana y los bienes.

Sabemos que para determinar la clasificación de áreas peligrosas de un inmueble en particular, requerimos de

un estudio mucho más detallado, así como la concordancia con las normas aplicables para el tema, en esta tesis

solo hablaremos de algunas de las definiciones que nos interesan saber para determinar el alcance de lo

desarrollado en el proyecto de esta Terminal de Almacenamiento y Reparto de Combustible.

DEFINICIONES

Área(s) cerrada(s) (lugar, espacio, edificio o cuarto): Espacio tridimensional, cerrado en más de 2/3 partes

de la superficie del área del plano proyectado, de tamaño suficiente para el acceso de personal autorizado.

Áreas Clase I: Son aquellas en las cuales están o pueden estar presentes en el aire, gases o vapores

inflamables en cantidades suficientes para producir mezclas explosivas o inflamables.

Áreas Clase II: Son aquellas en las que están presentes polvos combustibles.

Áreas Clase III: Son aquellas en las que están presentes fibras o partículas volátiles fácilmente inflamables,

pero en las cuales es poco probable que dichas fibras o partículas estén suspendidas en el aire en cantidades

suficientes para producir mezclas inflamables.


38

Áreas (s) no peligrosas (s). En las instalaciones de Petróleos Mexicanos, existen áreas en que la liberación de

sustancias inflamables ocurre tan raramente en algunas operaciones, que no se justifica considerarlas como

áreas peligrosas y son las siguientes:

a) Áreas libremente ventiladas en las que se tengan las sustancias inflamables dentro de sistemas

cerrados de tubería, y que estén formados únicamente por los tubos, conexiones, bridas, medidores y

válvulas pequeñas, siempre y cuando se proporcione un mantenimiento adecuado. En áreas en donde

pueda tenerse un mantenimiento deficiente debe considerarse a las conexiones, bridas, medidores y

válvulas pequeñas como fuentes de peligro.

b) Áreas con ventilación restringida, en las que los sistemas de tubería para las sustancias inflamables no

tengan válvulas, conexiones, bridas ni otros accesorios.

c) Áreas de almacenamiento de gases licuados o comprimidos, o líquidos inflamables en recipientes

sellados, o adecuados a lo establecido por el DOT, siempre que tales recipientes no estén expuestos a

otras condiciones peligrosas.

d) Áreas donde existen permanentemente fuentes de ignición, tales como calentadores de fuego directo o

quemadores, entre otros.

Área(s) peligrosa(s): Es aquella área en cuya atmósfera hay o puede haber presencia de elementos

combustibles o explosivos en cantidades que puedan originar explosión o fuego.

Clase: Localizaciones peligrosas debido a la presencia de productos con características específicas.

Clasificación de áreas: Las áreas se clasifican dependiendo de las propiedades de los vapores, líquidos o

gases inflamables, o de polvos o fibras combustibles o de fácil ignición que pudieran estar presentes, así como

la posibilidad de que se encuentren en cantidades o concentraciones inflamables o combustibles.

División 1: Aquella fuente de peligro que debe considerarse rodeada por un volumen de atmósfera peligrosa.

Si es un área de la División 1, debe considerarse rodeada por un área de la División 2, de extensión suficiente

para garantizar la dilución, hasta concentraciones no peligrosas de los gases inflamables, vapores inflamables

o vapores producidos por líquidos combustibles contenidos en la atmósfera del área de la División 1.

División 2: Es aquella que para fines prácticos, los volúmenes que rodeen a las fuentes de peligro, no

necesariamente deben limitarse por círculos en el plano horizontal, sino que podrán tener la forma de

paralelepípedos rectangulares, orientados según ejes que correspondan a la disposición del equipo de la planta;

pero en ningún caso estos paralelepípedos tendrán dimensiones menores.

Clase I División 1: En donde las concentraciones de gases inflamables, vapores producidos por líquidos

inflamables o vapores producidos por líquidos combustibles, pueden existir bajo condiciones normales de

operación.


39

En donde las concentraciones de gases inflamables, vapores producidos por líquidos inflamables o vapores

producidos por líquidos combustibles, pueden existir frecuentemente por la reparación u operaciones de

mantenimiento o por fugas.

En donde debido a fallas de equipo o del proceso, puedan liberarse concentraciones de gases inflamables,

vapores producidos por líquidos inflamables o vapores producidos por líquidos combustibles y puedan

también causar simultáneamente una falla en el equipo eléctrico, que provoque que este se comporte como una

fuente de ignición.

Clase I División 2: Donde se manejan, procesan o se usan gases inflamables, vapores producidos por líquidos

inflamables o vapores producidos por líquidos combustibles que están confinados dentro de un recipiente

cerrado o sistemas cerrados de donde ellos pueden escaparse solo en caso de una ruptura accidental, avería de

los recipientes o sistemas o en caso de operación anormal del equipo.

En donde concentraciones de gases inflamables, vapores producidos por líquidos inflamables, vapores

producidos por líquidos combustibles, son normalmente evitados por medio de una ventilación mecánica.

Estas definiciones son las que requerimos conocer ya que estas son las que el estudio de clasificación de áreas

determino dentro de la terminal.

No damos más extensión al tema de la clasificación de áreas ya que el objetivo de la tesis no es el estudio de la

misma, si no el conocer la importancia del aterrizaje de los elementos estructurales, eléctricos, electrónicos,

elementos de transporte como corros tanque, autos tanque, tuberías etc. Que están dentro del estudio de

clasificación de áreas y son de suma importancia para una Terminal de Almacenamiento y Reparto de

Combustible.


40

1.11 Materiales a utilizar

Para PEMEX REFINACION es muy importante el tema de los materiales a utilizar en todas y cada una de sus

construcciones, y los sistemas de puesta a tierra y pararrayos no son la excepción.

A continuación describiremos, brevemente las características técnicas que deben cumplir los materiales para

su instalación en la puesta a tierra y la conexión del sistema de pararrayos a tierra que PEMEX REFINACION

en concordancia con la normatividad vigente nos permite utilizar, para este caso será la Terminal de

Almacenamiento y Reparto de Combustible.

Toda vez que el sistema de puesta a tierra y pararrayos debe proporcionar un medio seguro y eficaz para

drenar las corrientes de falla a tierra, de rayo, estáticas y de retorno, es necesario que se seleccionen los

materiales cuyas características garanticen este objetivo.

Los componentes principales de los sistemas de puesta a tierra y pararrayos son:

a. Electrodos.

b. Conductores de puesta a tierra y de bajada (pararrayos).

c. Conectores a compresión.

d. Conectores mecánicos.

e. Moldes para soldaduras exotérmicas.

f. Compuestos químicos para el mejoramiento del terreno.

g. Terminal aérea

h. Tubo de concreto.

i. Tubería conduit para protección del cable de puesta a tierra.

j. Abrazaderas inoxidables y pernos roscados sin punta inoxidables.

k. Material de ignición para fijación de pernos roscados sin punta inoxidables.

Cada elemento del sistema de puesta a tierra y pararrayos debe cumplir con las siguientes características:

a. Resistencia a la corrosión

b. Conductividad eléctrica. (Para 100 por ciento de conductividad de los materiales fabricados con cobre

templado se considera el valor de resistividad proporcionado por ASTM B152 o equivalente.

c. Capacidad de conducción de corriente.

d. Resistencia mecánica.

e. Deben estar libres de compuestos tóxicos que dañen el medio ambiente.


41

Electrodos tipo varilla.

La varilla debe ser de núcleo de acero estirado en frío con recubrimiento de cobre electrolítico. El espesor del

recubrimiento de cobre debe ser como mínimo de 0,254 mm (10 milésimas de pulgada), el diámetro mínimo

de 16 mm (5/8 in) y la longitud de 3,05 m (10 ft) (solo se acepta la longitud de 2,4 m en terrenos rocosos y

para postes de alumbrado metálicos). Uno de los dos extremos de la varilla debe terminar en punta. La vida

promedio de los electrodos debe ser como mínimo de 30 años. El electrodo debe estar aprobado por UL,

LAPEM (según especificación CFE 56100-16) o algún organismo equivalente.

En la parte superior, las varillas deben tener grabado, de manera indeleble la siguiente información:

a. Nombre o marca del fabricante.

b. Longitud.

c. Diámetro.

d. Logo del organismo verificador a 300 mm a partir del extremo redondo.

El recubrimiento de cobre para diferentes tipos de varillas de acero que se utilizan para los sistemas de puesta

a tierra en las instalaciones de PEMEX, se indican en la tabla 1.2 de acuerdo a UL 467 o equivalente.

Tabla 1.2 Espesores de recubrimiento para electrodos tipo varilla.

Espesor del recubrimiento mm (mil in) Diámetro mm (in) Longitud m (ft)

0,254 (10) 16,0 (5/8) 3,05 (10)

0,254 (10) 19,0 (3/4) 3,05 (10)

0,254 (10) 25,4 (1) 3,05 (10)

Tabla extraída de la NRF-070-PEMEX-2011 Sistema de Protección a Tierra para Instalaciones Petroleras, pag.11

Electrodos químicos.

El electrodo químico debe ser un tubo de cobre o material equivalente, resistente a efectos corrosivos, con

diámetro interno no menor de 50 mm y espesor de 2 mm. En el fondo del tubo una tapa debe proteger el

contenido y, en la parte superior, una tapa removible. La carga química debe consistir de 60 por ciento de

cloruro de sodio y un 40 por ciento de cloruro de calcio o una mezcla equivalente en resistividad que no cause

corrosión al electrodo químico ni sea tóxica para el ser humano y no contamine el ambiente. El llenado de la

carga debe realizarse en el proceso de fabricación.

Los electrodos químicos deben tener grabado como mínimo la siguiente información:

a. Nombre o marca del fabricante.

b. Longitud en m.

c. Diámetro en mm.

d. Logo del organismo verificador.

Los electrodos químicos deben estar aprobados por UL o algún organismo equivalente.


42

Conductores.

Conductores de cobre desnudos.

Los conductores deben ser fabricados con conductores de cobre electrolítico, con un contenido mínimo de 99,9

por ciento de pureza, cableado concéntrico, temple semiduro, clase B, para cable de la red principal y clase B o

C para cables derivados. La fabricación y las pruebas del conductor deben cumplir con lo establecido en la

normas NOM-063-SCFI-2001, NMX-J-012-ANCE-2008.

Los conductores de bajada que se utilizan para los sistemas de protección contra descargas atmosféricas en las

instalaciones de PEMEX son de clase II.

Clase II: Conductor desnudo, compuesto de conductores de cobre electrolítico, con un contenido mínimo de

99,9 por ciento de pureza, temple suave, dispuestos en pares y cuadretes cableados entre sí. El conductor debe

tener 28 hilos como mínimo, un diámetro mínimo de 13,3 mm y un área transversal mínima de 58,00 mm².

Terminal aérea (Pararrayos).

Las terminales aéreas que se utilizan para los sistemas de protección contra descargas atmosféricas en las

instalaciones de PEMEX son de clase II.

Clase II: La terminal aérea debe ser una pieza sólida de cobre, acero inoxidable o aleaciones de cobre, longitud

no menor de 254 mm y con un diámetro no menor a 16 mm. La parte roscada de la terminal debe tener como

mínimo cinco cuerdas y la cuerda debe ser estándar. La punta de la terminal puede ser en pico o semiesférica.

Conectores mecánicos a compresión.

Los conectores mecánicos a compresión deben ser de cobre o aleación más resistente a la corrosión como es el

caso del bronce al silicio. El cobre debe cumplir con los requerimientos de ASTM B152 o equivalente. Los

conectores deben estar protegidos contra la corrosión por un revestimiento de estaño no menor a 0,25 mm (10

milésimas de pulgada) de espesor. Los conectores a compresión no deben deformarse, agrietarse o romperse al

instalarse y, además, deben mantener el contacto con el elemento conectado, durante su tiempo de vida útil.

Barra de distribución de tierra.

Las barras de distribución de tierra deben ser de cobre, además deben estar estañadas. Los barrenos deben ser

de diámetro no menor a 11,11 mm. La cantidad de barrenos debe ser especificada en la fase de diseño. Las

características de la barra deben ser de acuerdo con ASTM B187 o equivalente.

Moldes para soldaduras exotérmicas.

Los moldes para soldaduras exotérmicas deben ser de grafito resistente a altas temperaturas, aproximadamente

1 673,15 K (1 400 °C). La vida útil de un molde de grafito debe ser como mínimo de 50 soldaduras

exotérmicas.

Material de ignición y fundente para las soldaduras exotérmicas.

El material de ignición debe ser de aluminio, cobre y óxidos de fierro, libre de fósforo o sustancias que puedan

ser explosivas, tóxicas o cáusticas.

El material fundente para las conexiones con soldaduras exotérmicas debe contener óxido de cobre, aluminio y

no menos de 3 por ciento de estaño como material absorbente de humedad.


43

Capítulo 2: Análisis del Problema

2.1 Resistividad del Terreno y Métodos de Medición:

La resistividad eléctrica del suelo o resistencia específica del suelo, es la resistencia de un volumen que tenga

una sección transversal y longitudes unitarias y sus unidades son Ohms-metro, como se muestra en la Figura

2.1

Figura 2.1- Resistividad del terreno

La resistividad del terreno es una variable básica que afecta la resistencia a tierra de un sistema de puesta a

tierra. Ahora, se considerarán otros campos donde el valor de la resistividad del terreno es medida, así como

también los factores que afectan en la prueba.

La medición de la resistividad del terreno es usualmente utilizada para buscar el mejor lugar y profundidad

para la instalación de los electrodos de puesta a tierra de baja resistencia. Estos estudios deben ser hechos para

nuevas unidades 'eléctricas que son construidas como por ejemplo estaciones de generación, subestaciones

eléctricas, torres de Transmisión, central telefónica, etc.

Finalmente, la resistividad del terreno se usa para indicar el grado de corrosión que se espera debajo de la

tierra para tuberías de agua, aceite, gasolinas, gas, etc. En general, los lugares donde los valores de la

resistividad son bajos tienden a incrementar la corrosión, por lo que está información será una buena guía para

la instalación de la protección catódica.


44

2.2 Medición de la resistividad del suelo.

Las mediciones de la resistividad del suelo y resistencia eléctrica de la red de tierras se deben realizar en la

época de sequía debida a que son las condiciones más críticas.

Cómo medir la resistividad eléctrica del terreno.

El instrumento de medición que se utiliza para la medición de la resistividad del terreno es un instrumento de

medición de resistencia a tierra, ya sea de 3 puntos ó 4 puntos.

El Doctor Frank Wenner de la D.S. Bureau of Standards desarrolló la teoría de esta prueba en 1915 y es la más

empleada, así mismo la ecuación que lleva su nombre.

Con objeto de medir la resistividad del suelo se hace necesario insertar los 4 electrodos en el suelo. Los cuatro

electrodos se colocan en línea recta y a una misma profundidad de penetración, las mediciones de resistividad

dependerán de la distancia entre electrodos y de la resistividad del terreno, y por el contrario no dependen en

forma apreciable del tamaño y del material de los electrodos, aunque sí dependen de la clase de contacto que

se haga con la tierra.

El principio básico de este método es la inyección de una corriente directa o de baja frecuencia a través de la

tierra entre dos electrodos C1 y C2 mientras que el potencial que aparece se mide entre dos electrodos P1 y P2.

Estos electrodos están enterrados en línea recta y a igual separación entre ellos. La razón V/I es conocida como

la resistencia aparente. La resistividad aparente del terreno es una función de esta resistencia y de la geometría

del electrodo. Esto se realiza comúnmente, haciendo una cuadrícula del terreno y realizando varias mediciones

con separación variable entre los electrodos, siendo los dos electrodos interiores de potencial y los dos

exteriores de corriente

Las mediciones deben realizarse principalmente sobre las diagonales del terreno, Sobre las líneas trazadas en

el terreno (cuadrícula o rectangular) se deberá variar la distancia entre los electrodos, partiendo siempre del

centro del terreno. Es conveniente que la lectura se tomen variando la distancia entre los electrodos,

incrementando la separación inicial, en intervalos de 1.6 metros hasta cubrir el área del terreno.

Con los datos obtenidos en el punto anterior, se calcula la resistividad con la fórmula mencionada.

El valor de la resistividad media del terreno será el promedio de los valores de resistividad obtenidos. Como

ya se mencionó anteriormente se recomienda realizar las mediciones en época de menor humedad.

.


45

Figura 2.2- Método de Wenner

En la Figura 2.2 se observa esquemáticamente la disposición de los electrodos, en donde la corriente se inyecta

a través de los electrodos exteriores y el potencial se mide a través de los electrodos interiores.

Para este método de medición, la resistividad aparente del suelo está determinada por la siguiente expresión

matemática:

Ecuac……. 2.1

Donde:

P = Resistividad promedio en Ω-m.

A = Distancia entre electrodos en metros.

B = profundidad de enterrado de los electrodos en metros.

R = Lectura del meger de tierra en Ω.

Si la distancia enterrada (B) es pequeña comparada con la distancia de separación entre electrodos (A). O sea

A > 20B, la siguiente fórmula simplificada se puede aplicar:

Ecuac…….. 2.2

Algunos equipos de medición proporcionan directamente el valor de la resistividad aparente, por lo que no es

necesario aplicar las ecuaciones anteriores.


46

La resistividad obtenida como resultado de las ecuaciones representa la resistividad promedio de un hemisferio

de terreno de un radio igual a la separación de los electrodos.

Las distancias entre electrodos pueden ser arbitrarias, pero iguales entre electrodos. Se recomienda que al

inicio de las mediciones la distancia mínima de separación entre éstos sea de 1 m con un mínimo de 6

mediciones, graficando los valores obtenidos.

Debido a que en las mediciones de resistividad se involucra el volumen del suelo, es necesario que se realice el

mayor número de direcciones de medición posibles en el lugar de medición, con el fin de obtener un perfil

representativo del suelo.

Se recomienda que se tomen lecturas en diferentes lugares y a 90 grados unas de otras para que no sean

afectadas por estructuras metálicas subterráneas. Y, que con ellas se obtenga el promedio.

La Figura 2.3 ilustra un ejemplo de medición de resistividad del suelo en un área determinada mediante

direcciones ortogonales o diagonales.

Figura 2.3- Ejemplo de trayectoria de direcciones recomendadas

Para la medición de resistividad del suelo


47

Método de Schlumberger.

El método de Schlumberger es una modificación del método de Wenner, ya que también emplea 4 electrodos,

pero en este caso la separación entre los electrodos centrales o de potencial (a) se mantiene constante, y las

mediciones se realizan variando la distancia de los electrodos exteriores a partir de los electrodos interiores, a

distancia múltiplos (na) de la separación base de los electrodos internos (a).

La configuración, así como la expresión de la resistividad correspondiente a este método de medición se

muestra en la Figura 2.4.

Figura 2.4- Método de Schlumberger

Con este método la resistividad está dada por:

Ecuac…….2.3

El método de Schlumberger es de gran utilidad cuando se requieren conocer las resistividades de capas más

profundas, sin necesidad de realizar muchas mediciones como con el método Wenner. Se utiliza también

cuando los aparatos de medición son de baja precisión. Solamente se recomienda hacer mediciones a 90

grados para que no resulten afectadas las lecturas por estructuras subterráneas.


48

2.3 Método de Wenner para la medición de la resistividad del suelo.

La medición de la resistividad del suelo es una forma rápida y practica aunque indirecta de valorar las

características y condiciones del suelo, ya que está en función del tipo, compactación, contenido de humedad y

sales solubles en los estratos. Es el inverso de la conductividad eléctrica. Debido a que la humedad del suelo y

la temperatura no son constantes, el valor de la resistividad solo es verdadero para el momento de la medición.

Material y equipo:

a) Medidor de resistencia de baja frecuencia, pudiendo ser analógico o digital, el cual debe cumplir con

los requerimientos de la calibración indicados.

b) Electrodos verticales de acero inoxidable, galvanizado o con revestimiento de cobre soldado, de 40 a

60 cm de longitud por 6 mm de diámetro mínimo, con punta en un extremo.

c) c) Cables de cobre aislado para conexión de sección transversal mínima de 2 mm con un caimán en un

extremo y, en el otro, la terminal adecuada al medidor de resistencia que se utilice, siendo la más

común la del tipo banana.

Procedimiento de medición.

a) Clavar 4 electrodos verticales en el suelo hasta lograr un buen contacto eléctrico, dispuestos en línea

recta con una separación uniforme entre ellos. Se recomienda que las separaciones entre electrodos

verticales sean múltiplos de 1.6m (1.6m; 3.2 m; 4,8; 6,4 m; etc.) según se requiera.

b) Se debe procurar que los electrodos verticales queden alineados y verticales, que no existan huecos

alrededor de ellas y que estén clavadas a la misma profundidad (b), sin extender 16 cm. Para la

medición a 1.6 y 32 cm. Para la medición a 3.2 m entre electrodos verticales y así sucesivamente.

c) Las terminales de corriente de instrumento C1 y C2 se conectan a los electrodos verticales de los

extremos y las de potencial P1 y P2 a los electrodos verticales intermedios como se muestra en la

Figura 2.2 del método de Wenner

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

e) Si el equipo cuenta con una terminal de tierra (G) debe conectarse a un quinto electrodo o electrodo

vertical, instalado a la mitad de distancia entre electrodos verticales de potencial (P1 y P2).

f) Efectuar la medición con ayuda del equipo (de acuerdo a su instructivo) y tomar el valor de la

resistencia en Ω.

g) Calcular la resistividad del suelo mediante la siguiente formula

Ecuac……….2.2

Donde:

R = Resistencia medida en Ω.

a = separación entre electrodos en m.

ρ= resistividad del suelo en Ω-m

π = 3.1416

Para a = 1.6 m. ρ 〜 10 R (Ω-m)

Para a = 3.2 m. ρ 〜 20 R (Ω-m)


49

2.4 Estudio de Resistividad del Terreno para la S.E. con Mediciones en Campo.

El predio en donde se realizaron las mediciones es donde se construirá la “TERMINAL DE

ALMACENAMIENTO Y REPARTO TAPACHULA”, justamente en la subestación eléctrica (S.E.) donde la

malla de tierras diseñada se utilizará para estabilizar el sistema, bajar y controlar las tensiones de paso y las de

contacto ocasionados por potenciales elevados producto de una falla, como se muestra en la Figura 2.5

Figura 2.5- Ubicación del terreno en plano donde se realizaron las mediciones en diversos sitios de la S.E.

zona A, zona B, zona C y zona D.

Sitio donde se realizaron las mediciones


50

2.5 Método de medición

Para realizar la toma de lecturas se utilizó el siguiente equipo:

Instrumento: Terrohmetro digital de 4 puntas.

Marca: KYORITSU

Modelo: 4106

Rangos de medición: 0 hasta 200 000 ohms

Escala: mínimo divisible 0.003 ohm

Fecha de calibración: 24 de febrero del 2012, Laboratorio aprobado por la Entidad Mexicana

de Acreditación (EMA)

El método utilizado fue el de Frank Wenner

Para la medición la batería recargable genera una tensión (volts), esta tensión es enviada a las picas, generando

una corriente para darnos lecturas de la resistencia entre electrodos, la cual es medida en Ohms ( Ω ),

posteriormente el equipo calcula la resistividad y la muestra en la pantalla, para obtener la Resistividad se

utiliza la siguiente fórmula:

Ecuac………..2.2

Donde:

R = Resistencia medida en Ω.

a = separación entre electrodos en m.

ρ= resistividad del suelo en Ω-m

π = 3.1416

La separación entre electrodos fue la siguiente:

a = desde 2 metros hasta 14 metros

I. Los valores de las lecturas obtenidas de resistencia se vacían a una tabla.

II. La temperatura a las que fueron realizadas las mediciones es de 33.6 °C.

Para la obtención de la resistencia a tierra, se dividió en 4 zonas el terreno A, B, C Y D, el cual fue medido de

acuerdo a la metodología indicada.

Para poder muestrear correctamente el terreno, se mide donde la subestación se supone que estará instalada,

para lo cual se trazan 4 líneas de medición como lo muestra.

Así de esta manera se aplica el método indicado en la normatividad, obteniendo los resultados que más

adelante se detallan en las tablas, 2.1, 2.2, 2.3, 2.4 y 2.5

Normatividad requerida: NOM-001-SEDE-2012, IEEE-80-2000 y ANSI/IEEE-std-81-1983


51

En las Figuras 2.6, 2.7 y 2.8 tenemos las mediciones que se realizaron en 4 zonas, a continuación se detallas

como fueron realizadas.

Figura 2.6- Equipo utilizado y conexión

Zona A Y B

1. La primera medición fue realizada con una distancia de 2m entre electrodos y a 0.1m de profundidad

enterradas.

2. La segunda medición fue realizada con una distancia de 3m entre electrodos y a 0.15m de profundidad

enterradas.

3. La tercera medición fue realizada con una distancia de 4m entre electrodos y a 0.2m de profundidad

enterradas.

4. La cuarta medición fue realizada con una distancia de 6m entre electrodos y a 0.3m de profundidad

enterradas.

5. La quinta medición fue realizada con una distancia de 8m entre electrodos y a 0.4m de profundidad

enterradas.

6. La sexta medición fue realizada con una distancia de 10m entre electrodos y a 0.5m de profundidad

enterradas.


52

7. La séptima medición fue realizada con una distancia de 12m entre electrodos y a 0.6m de profundidad

enterradas.

8. La octava medición fue realizada con una distancia de 14m entre electrodos y a 0.7m de profundidad

enterradas.

Figura 2.7- Muestreo de zona A y B

Zona C Y D

1. La primera medición fue realizada con una distancia de 2m entre electrodos y a 0.1m de profundidad

enterradas.

2. La segunda medición fue realizada con una distancia de 3m entre electrodos y a 0.15m de profundidad

enterradas.

3. La tercera medición fue realizada con una distancia de 4m entre electrodos y a 0.2m de profundidad

enterradas.

4. La cuarta medición fue realizada con una distancia de 6m entre electrodos y a 0.3m de profundidad

enterradas.

5. La quinta medición fue realizada con una distancia de 8m entre electrodos y a 0.4m de profundidad

enterradas.

6. La sexta medición fue realizada con una distancia de 10m entre electrodos y a 0.5m de profundidad

enterradas.

7. La séptima medición fue realizada con una distancia de 12m entre electrodos y a 0.6m de profundidad

enterradas.

8. La octava medición fue realizada con una distancia de 14m entre electrodos y a 0.7m de profundidad

enterradas.


53

Figura 2.8- Muestreo de zona C y D


54

LECTURA TENSIÓN A LONGITUD (a) Profundidad (b) RESISTENCIA RESISTIVIDAD SITE

NÚMERO TIERRA (VOLTS) ENTRE ELECTRODOS (Lh)del electrodo (m) MEDIDA OHMS MEDIDA OHMS-METRO

1 0 2 0.1 2.35 29.53 001

2 0 3 0.15 2.1 39.58 002

3 0 4 0.2 2 50.27 003

4 0 6 0.3 1.56 58.81 004

5 0 8 0.4 1.33 66.85 005

6 0 10 0.5 0.86 54.04 006

7 0 12 0.6 0.75 56.55 007

8 0 14 0.7 0.63 55.42 008

TABLA DE RESULADOS MEDICIONES ZONA A



1 0 2 0.1 4 50.27 009

2 0 3 0.15 3.6 67.86 010

3 0 4 0.2 3.2 80.42 011

4 0 6 0.3 2.79 105.18 012

5 0 8 0.4 2.1 105.56 013

6 0 10 0.5 1.99 125.04 014

7 0 12 0.6 1.7 128.18 015

8 0 14 0.7 1.2 105.56 016

TABLA DE RESULADOS MEDICIONES ZONA B

2.6 Tabla de resultados

Tabla 2.1 Resultado de las mediciones de la zona A

Tabla extraída de los resultados de resistencia medida y cálculo de la resistividad

Tabla 2.2 Resultado de las mediciones de la zona B



55



1 0 2 0.1 2.2 27.65 017

2 0 3 0.15 1.8 33.93 018

3 0 4 0.2 1.52 38.20 019

4 0 6 0.3 1.4 52.78 020

5 0 8 0.4 1.1 55.29 021

6 0 10 0.5 0.95 59.69 022

7 0 12 0.6 0.88 66.35 023

8 0 14 0.7 0.23 20.23 024

TABLA DE RESULADOS MEDICIONES ZONA C



1 0 2 0.1 1.3 16.34 053

2 0 3 0.15 0.81 15.27 054

3 0 4 0.2 0.49 12.32 055

4 0 6 0.3 0.35 13.19 056

5 0 8 0.4 0.24 12.06 057

6 0 10 0.5 0.22 13.82 058

7 0 12 0.6 0.15 11.31 059

8 0 14 0.7 0.1 8.80 060

TABLA DE RESULADOS MEDICIONES ZONA D

Tabla 2.32 Resultado de las mediciones de la zona C


Tabla 2.4 Resultado de las mediciones de la zona D



56

VALORES EN RESISTENCIA RESISTIVIDAD

ZONA OHMS OHMS-METRO

A 2.35 29.53

B 4 50.27

C 2.2 27.65

D 1.3 16.34

RESULTADO FINAL 2.46 30.94

Tabla 2.5 Resultado de las mediciones de las zonas A,B,C y D

Tabla extraída de los resultados finales de resistencia medida y cálculo de la resistividad

Para llegar a los resultados finales, las mediciones se promediaron las resistencias más altas de las zonas de

muestreo, las más altas obtenidas son en la capa superficial, ya que se encuentran más secas que las capas

profundas.

Mediciones realizadas el día 23-abril-2013 Tapachula Chiapas en el lugar donde se instalará la subestación.

Se tomará como lectura la zona B que es la más crítica encontrada en el sitio de instalación de la S.E.

En la figura 2.9 se muestra el certificado de calibración del equipo a utilizar, indispensable para poder ejecutar

los trabajos de medición.


57

Certificado de calibración,

Figura 2.9- Certificado de calibración.


58

2.7 Componentes principales de una TAR para el estudio de resistividad del suelo.

El procedimiento visto anteriormente para la medición de la resistividad del terreno para el diseño de un

sistema de puesta a tierra, es el mismo que se ocupa para cada una de las áreas de la terminal. Por lo dicho, no

se considera relevante colocar todos los resultados obtenidos.

Una Terminal de Almacenamiento y Reparto está compuesta por distintas áreas, estas se requieren para su

correcta operación y buen control de la planta, así mismo siendo puntuales al sistema de puesta tierra como se

ha venido mencionando en esta tesis, enlistamos algunos de los componentes principales de una TERMINAL

DE ALMACENAMIENTO Y REPARTO DE COMBUSTIBLE.

1) Área de almacenamiento de productos (10 MBls)

2) Área de almacenamiento de productos (20 MBls)

3) Área de descargadoras de carrotanques y autotanques

4) Área de tanques de agua contra incendio

5) Área de central contra incendio

6) Área de caseta de vigilancia y control de acceso carretero

7) Área de bodega y oficina sindical

8) Área del registro de servicio sanitario

9) Área de plantas de tratamiento de aguas aceitosas y negras, y de acumuladora de hidrocarburos

10) Área de bodega y taller de mantenimiento

11) Área de llenadera de autotanques y dispensador de diesel

12) Área de cobertizo de bombas diesel

13) Área de cobertizo de bombas gasolina

14) Área de laboratorio de control de calidad

15) Área de caseta de control ferroviario

16) Área de almacén de residuos peligrosos

17) Área de subestación eléctrica


59

2.8 Conceptos Generales para el Diseño de la Red de Tierras de una TAR.

En este punto hablaremos de los conceptos requeridos para el diseño de una red de tierras para una Terminal

de Almacenamiento y Reparto de Combustible.

Con los criterios obtenidos a lo largo de esta tesis podemos describir que para PEMEX REFINACION es de

suma importancia tener todos los elementos de una TAR debidamente conectados a tierra y a un mismo

potencial para prevenir generaciones de arcos eléctricos en áreas clasificadas, así como el daño de los equipos

sensibles instalados en diversas áreas de la terminal y salvaguardar al personal operario.

Sistema de puesta a tierra para PEMEX REFINACION

Todas las instalaciones de PEMEX deben contar con un sistema de puesta a tierra para la seguridad del

personal y de las instalaciones. El diseño de la red de tierras del sistema eléctrico llamado “Sistema general de

puesta a tierra” debe estar de acuerdo y ser calculado con el estándar IEEE 80, IEEE Std 142 o equivalentes,

con el artículo 250 de la norma NOM-001-SEDE y requisitos incluidos en las normas de referencia de

PEMEX. Como primera instancia se debe efectuar el estudio de la resistividad del terreno al nivel de

profundidad de la malla, donde se ubicarán las nuevas instalaciones. El sistema general de puesta a tierra

incluye la conexión a tierra del neutro del sistema eléctrico, la conexión a tierra de gabinetes de equipo

eléctrico, conexión a tierra de estructuras y partes metálicas no portadoras de corriente.

Es importante tomar en cuenta los requerimientos para el aterrizaje de sistemas electrónicos (sistema de

control digital, telecomunicaciones) así como protección por descargas atmosféricas (pararrayos).

Para elaborar un buen diseño de puesta a tierra y cumplir con la normatividad vigente de PEMEX

REFINACION, es importante conocer sus rangos y valores deseados.


60

2.9 Consideraciones de un sistema de puesta a tierra

A continuación describimos algunos de los puntos más importantes a considerar, que PEMEX REFINACION

nos indica para el cumplimiento de un buen sistema de puesta a tierra.

Los valores de resistencia del sistema general de tierras deben ser como se indica en la siguiente tabla.

Tabla 2.6 Valores de Resistencia del Sistema General de Tierras

Sitio o Lugar Valores de Resistencia (Ω)

Edificios, plantas de proceso y subestaciones Hasta 5

Terrenos con resistividad de 1 000 a 3 000 Ω/m Hasta 25

Terrenos con resistividad mayor a 3 000 Ω /m Hasta 50

Tabla extraída de la NRF-048-PEMEX-2007 Diseño de Instalaciones Eléctricas, pag.74

Este valor debe lograrse con el tamaño (calibre) y longitud del cable principal y derivado así como la cantidad

y tipo de electrodos de puesta a tierra, sin adición de compuestos químicos en los registros de tierras. En el

diseño de la red debe cuidarse de no exceder las tensiones de paso y de contacto permisibles por el cuerpo

humano.

1) Para los sistemas electrónicos se debe diseñar una red de puesta a tierra independiente del sistema

general de puesta a tierra y el valor máximo de la resistencia a tierra debe ser de 1 ohm, sin embargo

las dos redes de tierras deben interconectarse entre ellas en un punto de la red con cable aislado de un

tamaño (calibre) menor al de la red, tamaño (calibre) 6 AWG como mínimo, para evitar diferencias de

potenciales entre ellas. Tal interconexión debe considerarse desde etapa de proyecto y permanecer

interconectadas a menos que exista un requerimiento específico y por escrito del suministrador del

sistema electrónico, de no garantizar su correcta operación.

2) El sistema de puesta tierra debe tener al menos los siguientes elementos: malla a base de cable de

cobre desnudo semiduro, electrodos de puesta a tierra de varilla copperweld de 3 m de longitud,

conectores de compresión o de soldadura exotérmica para la malla, conectores mecánicos para los

equipos, y registros de medición (con varilla, conector mecánico y tubo con tapa)

3) Los registros de tierras deben ubicarse en las esquinas de la red de puesta a tierra, en cambios de

dirección, en el límite de baterías de la planta y otros puntos definidos en la etapa de ingeniería. Se

requiere para poder realizar mediciones, ubicar registros de tierras en cantidad suficiente que aíslen las

diferentes áreas del proyecto, (por ejemplo subestación, áreas de proceso, de tanques, de servicios

auxiliares, casa de bombas, entre otros).

4) La malla principal en las subestaciones debe formarse con cable de cobre desnudo, temple semiduro,

con una sección de acuerdo al cálculo y no menor de 107,2 mm2 (4/0 AWG). La malla principal en

edificios y/o plantas de proceso, debe formarse con cable de cobre desnudo temple semiduro con

tamaño (calibre) de acuerdo al cálculo y no menor de 67,43 mm2 (2/0 AWG.). En las subestaciones

los cables paralelos de la malla de tierra, no deben tener una separación mayor a 7 m y en las áreas de

plantas de proceso, no mayor de 15 m. La malla de tierras debe ser enterrada a una profundidad de 0,6

m del nivel de piso terminado.


61

5) Todo equipo o dispositivo eléctrico, debe ser conectado al sistema general de puesta a tierra con cable

de cobre desnudo semiduro, el tamaño (calibre) del cable debe ser el indicado de acuerdo a la

capacidad del dispositivo de protección (ver tabla 250.95 de la norma NOM-001-SEDE), sin embargo

el tamaño (calibre) mínimo aceptado es de 2 AWG.

6) Además deben ser conectadas al sistema general de puesta a tierra los siguientes tipos de instalaciones

con cable de cobre desnudo semiduro tamaño (calibre) 33,62 mm2 (2 AWG)

a. Partes metálicas no portadoras de corriente de los equipos eléctricos.

b. Estructuras de acero.

c. Equipos de Proceso.

d. Equipos dinámicos accionados por motor eléctrico.

e. Tuberías de proceso y servicios auxiliares.

f. Tanques de almacenamiento y recipientes.

7) La conexión a tierra de este tipo de instalaciones debe ser al sistema general de tierras.

8) Si el equipo es sólidamente montado en estructuras metálicas o bastidor, no requiere ser

individualmente puesto a tierra.

9) Para recipientes metálicos, tanques de almacenamiento y equipos industriales o de proceso que no

tengan preparación para conexión a tierra, se debe usar una placa soldada de 9,5 mm (3/8 pulg) como

mínimo para la instalación de un conector de cobre, que será tipo mecánico para equipos movibles y

de soldadura exotérmica o de compresión para equipos fijos.

10) Para la puesta a tierra de los equipos se debe usar conector mecánico de cobre, y la conexión al

sistema general de puesta a tierra se debe usar conector tipo de compresión del mismo material o de

soldadura exotérmica.

11) Todos los tanques de almacenamiento con capacidad hasta de 200 MB, se deben poner a tierra cuando

menos en cuatro puntos opuestos del tanque) y los tanques de 500 MB, se deben conectar a tierra al

menos en 8 puntos. Los tanques esféricos de almacenamiento a presión de 10, 15, y 20 MB deben

ponerse a tierra en al menos dos puntos.

12) Las estaciones de botones para arranque y paro de los motores deben ser ponerse a tierra con cable de

cobre tamaño (calibre) 33,62 mm2 (2 AWG.).

13) En las charolas metálicas para cable de la subestación, se debe instalar en toda su trayectoria un cable

de cobre desnudo tamaño (calibre) 33,62 mm2 (2 AWG), debidamente sujeto en la charola y

conectado en sus extremos a la red de puesta a tierra.


62

14) Para protección mecánica del cable de conexión a tierra que sale de la red subterránea hacia los

equipos, dispositivos o estructuras, debe ser alojado en un tramo de tubo conduit, incluyendo su

monitor. La salida del cable de conexión a tierra no debe obstruir la circulación ni áreas de trabajo.

15) Las estructuras de subestaciones tipo exterior así como los equipos instalados, deben ponerse a tierra.

Las cercas metálicas y los postes de las esquinas, deben conectarse a tierra.

16) Las pantallas electrostáticas de los conductores en media tensión, deben ponerse a tierra con cable de

cobre tamaño (calibre) 33,62 mm2 (2 AWG) En el extremo del alimentador a la llegada de la

subestación, y donde cuente con transformador de corriente tipo dona para protección por falla a tierra,

las pantallas se deben retornar a través de la dona para anular las corrientes generadas por inducción

externa.

17) En soportes de tuberías (racks) y trayectorias paralelas en plantas de proceso, se deben poner a tierra a

la entrada de la planta de proceso y a intervalos no mayores de 50 m.

18) Se debe efectuar puenteado de tuberías cuando las bridas de las tuberías de proceso, sean

eléctricamente aisladas, excepto cuando las tuberías de llegada tengan junta aislante monoblock y

cuenten con protección catódica. El sistema de canalizaciones eléctricas debe tener continuidad

eléctrica por lo que el puenteado no es necesario.


63

2.10 Electricidad Estática

Conociendo las determinaciones de PEMEX REFINACION en sus lugares de trabajo, es importante

concentrarse en el aterrizaje de los equipos y elementos no dispuestos a conducir energía eléctrica, y la

probable causa de generación de arcos eléctricos por las llamadas cargas estáticas.

La electricidad estática es probablemente la más vieja manifestación de la electricidad. Los griegos tienen el

récord de haber observado el fenómeno desde el año 600 A .C.

En un cuerpo neutro o un cuerpo no cargado, los electrones que son los componentes negativos de un átomo: y

los protones, que son los componentes positivos, están presentes en iguales cantidades, que pueden ser

separados solamente por energía mecánica, térmica o química.

La electricidad estática es generada por el movimiento de electrones, que: ocurre cuando los materiales están

en contacto uno con otro y son separados.

Cuando los cuerpos son separados, los electrones producen cargas eléctricas sobre los objetos separados,

mostrándose con un incremento en el voltaje entre las dos superficies.

Si los dos materiales son buenos conductores y están en contacto uno con otro, y son separados, habrá un

exceso de electrones en uno de ellos y regresarán al otro antes de que la separación sea completada.

Si uno de ellos es un aislador y ambos no están puestos a tierra, ambos tendrán una carga por el exceso de

electrones que están en uno de ellos cuando la separación ocurre y el cuerpo aislado se dice que está cargado.

El voltaje desarrollado debido a las cargas eléctricas está relacionado con la cantidad de carga depositada

sobre el cuerpo, y de la 'capacitancia de este cuerpo respecto a su alrededor.

La relación es:

V=Q/C Ecuac……..2.4

Dónde:

V= Tensión en volts

Q= Carga en coulombs

C= Capacitancia en Farads

La electricidad estática es generada por:

a) Materiales pulverizados que pasen a través de duetos

b) Manejadoras

c) Gas , vapor, circulación de aire


64

d) Movimiento que involucra cambios en la posición relativa de las superficies de contacto, de materiales

líquidos o sólidos, uno de ellos es un pobre conductor de la electricidad.

e) El cuerpo humano, en áreas de baja humedad, donde se puede acumular una carga estática peligrosa

de varios cientos de Volts por el contacto de los zapatos con la cubierta de los pisos o por trabajar con

maquinaria que genera electricidad estática.

Las condiciones que afectan la producción de carga estáticas son:

a) Características del material

b) Velocidad de la separación

c) Área de contacto

d) Efecto del movimiento entre sustancias

e) Condiciones atmosféricas

La electricidad estática puede producir una ignición de un vapor combustible mezclado con el aire, cuando

existe suficiente energía en el cuerpo cargado.

Métodos de control de la electricidad estática.

La generación de electricidad estática no puede prevenirse, pero sí se puede controlar por los siguientes

métodos:

a) Puesta a tierra y puentes 'de unión

b) Control de la humedad

c) Ionización

d) Pisos conductivos

e) Zapatos conductivos

f) Precauciones especiales

g) Mantenimiento adecuado

Con la puesta a tierra y puentes de unión se pueden resolver muchos de los problemas de estática, como se

muestra en las Figuras 2.10, 2.11 y 2.12 los puentes de unión (la conexión entre dos objetos) minimizan las

diferencias de potencial entre los objetos conductivos, con la que se previene el arco entre los dos objetos.


65

Figura 2.10- Un cuerpo cargado y un cuerpo no cargado aislado de tierra.

Figura 2.11- Ambos cuerpos aislados unidos tienen la misma carga.

Figura 2.12- Ambos cuerpos están puestos a tierra y no tienen carga.


66

El conductor de puesta a tierra y el conductor del puente de unión deberán ser de tamaño nominal del No.6

AWG o del No.4 AWG, por manejo mecánico

Cuando los conductores de puesta a tierra y del puente de unión estén expuestos a daño físico deberán de

instalarse en un tubo (conduít) metálico o en una tubería.

La puesta a tierra no es una cura para todos los problemas de estática; por ejemplo en procesos que se utilizan

materiales no conductivos como el papel, ropa o plástico, no es posible drenar las cargas de electricidad

estática, por eso se deberán utilizar otros métodos, como la ionización y la humidificación.

En las Figuras 2.13, 2.14 y 2.15 tenemos algunos ejemplos típicos de puentes de unión y conexión a tierra.

Método practico para la puesta a tierra y de los puentes de unión.

Figura 2.13-Unión y puesta a tierra de dos objetos

Puesta a tierra típica

.

Figura 2.14-Puesta a tierra típica para el transvase de líquidos


67

Figura 2.15- Puesta a tierra típica para el transvase de líquidos


68

2.11 Sistema de tierra aislada.

A principios de los 70, grandes e importantes empresas en Estados Unidos experimentaban problemas de ruido

eléctrico e interferencias de alta frecuencia en los conductos metálicos que protegían los cables de señales o

servían de conductores de tierra, Por ese motivo se inventó otro conductor de tierra, como conductor separado,

aislado del conducto, diferente del conductor de seguridad, con la exclusiva función de proporcionar una tierra

libre de ruido, separada de la tierra contaminada o tierra “sucia" del edificio.

Los comités del Código la aceptaron y se le llamó tierra aislada. Se le hubiera podido llamar "tierra dedicada"

u otro nombre más apropiado, pero el término "aislada" ha permanecido en la industria, lo cual ha causado

innumerables problemas, confusión y caos en el sistema eléctrico de distribución, este sistema se sigue

interpretando como una tierra separada de la tierra general.

Técnica de la puesta a tierra aislada.

La puesta a tierra aislada para la puesta a tierra de los equipos electrónicos sensibles nace en el mismo punto

que la puesta a tierra de seguridad o convencional (requerida por la Normatividad Vigente). Como se muestra

en la Figura 2.16

Donde:

C.P.T.A = Conductor de puesta a tierra

N = Neutro

T = Tierra

T.A = Tierra aislada

Figura 2.16-Puesta a tierra aislada

Después de ese punto de unión entre el conductor de puesta a tierra aislada y el conductor de puesta a tierra de

seguridad o convencional (requerido por la Normatividad Vigente) ya sea en "la fuente de suministro o en el

primer medio de desconexión no se deberá de unir en ningún punto.

En la Figura 2.17 tenemos los errores típicos de alambrado que producen las corrientes indeseables en los

conductores de puesta a tierra.


69

a) Las uniones entre el conductor neutro y el conductor de puesta a tierra en los subtableros de

distribución.

b) La conexión inadecuada en un receptáculo con terminal de puesta a tierra aislada del conductor neutro

en la terminal de puesta a tierra y del conductor de puesta a tierra aislada en la terminal del neutro del

receptáculo.

c) La conexión inadecuada entre el conductor de puesta a tierra aislada y el conductor neutro en las

terminales de la carga.

Figura 2.17-Errores típicos de alambrado

El conductor de puesta a tierra aislado debe tener aislamiento de color verde o de color verde con franjas

amarillas.

El conductor de puesta a tierra aislado se deberá de instalar con los conductores del circuito, dentro de la

misma canalización o cable, o soporte para cables tipo charola.

Los receptáculos con terminales de puesta a tierra aislada están identificados permanentemente por un color

naranja y un triángulo o delta sobre la cara del receptáculo.

Desde fábrica la terminal de puesta a tierra se encuentra aislada del chasis. Al utilizar el sistema de puesta a

tierra aislada, se deberá de usar solamente receptáculos con terminal de puesta a tierra aislada.

En los tableros principales, tableros de distribución u otro equipo eléctrico en los que se instalen buses de

sistema de tierra aislada, no se deberán de unir en partes metálicas de los mismos. La separación de los buses

del neutro, del conductor de puesta a tierra y del conductor de puesta a tierra aislada, facilitara las mediciones

de corriente o de voltaje cuando sean requeridas.


70

Como observamos es importante tener en cuenta que los sistemas de tierra aislados no son como comúnmente

se entienden.

Este tipo de conexión se ocupa comúnmente para los equipos electrónicos sensibles, y se le conoce como

sistema de puesta a tierra de referencia de señal, y la finalidad de este sistema de puesta a tierra es:

a) Mejorar la seguridad en la transferencia de señal por la reducción de ruido eléctrico sobre la banda de

frecuencia entre la interconexión de equipos.

b) Proveer una trayectoria de baja impedancia para prevenir el daño de los circuitos de señal, una

referencia a tierra para todos los equipos de telecomunicaciones, servidores, computadoras, racks de

equipos, chasis de equipos.

c) Prevenir daño a los equipos electrónicos y a los circuitos de señal cuando pueda ocurrir una falla a

tierra.

Esta instalación es requerida para minimizar los métodos erróneos de instalación de la tierra aislada, que en

algunos casos no cumplen con la Normatividad Vigente y puede crear peligros de 'descargas eléctricas a las

personas. Las técnicas de puesta a tierra son necesarias para la seguridad, operación del equipo, y por razones

de funcionamiento.

Se deberá de utilizar un sistema eléctrico sólidamente puesto a tierra e instalar conductores de puesta a tierra

aislada.

Todas las partes metálicas de gabinetes, racks, canalizaciones, tubo (conduit) metálico, conductores de puesta

a tierra, y todos los electrodos de puesta a tierra deberán de unirse entre ellos para formar un sistema

eléctricamente continuo.

De acuerdo a la Normatividad Vigente, NFPA-780-2004, los sistemas de electrodos de puesta a tierra

utilizados para el sistema eléctrico, el sistema de telecomunicaciones, el sistema de protección contra

descargas atmosféricas, deberán estar unidos efectivamente y permanentemente.

En la Figura 2.18 tenemos uno de los arreglos más comunes en la actualidad, la malla de referencia de señal.


71

.

Figura 2.18-Malla de referencia de señal fabricada de cinta de cobre.

Esta malla de referencia de señal puede ser prefabricada o ensamblada en campo: generalmente no requiere

mantenimiento y se instala directamente en el piso de concreto.

La alta capacitancia entre la malla de referencia y los cables incrementa la protección de los circuitos contra el

ruido y los campos magnéticos. Si se utilizan conductores, estos deberán ser del tamaño nominal del

No.6AWG al No.2 AWG de cobre, unidos con soldadura, conectores mecánicos, conectores de compresión


72

Capítulo 3: Diseño y Memoria de Cálculo

3.1 Cálculo de la red de tierras de la subestación eléctrica de una TAR.

A lo largo de los capítulos anteriores hemos tratado de describir la importancia que es el sistema de puesta a

tierra para salvaguardar el bienestar de las personas así como la durabilidad y bienestar de los equipos

eléctricos sensibles que componen las instalaciones de una TAR.

Se ha venido describiendo los puntos sobresalientes para el diseño de una red de tierras, estos conceptos son

importantes para lograr entender cómo funciona un sistema de puesta a tierra y de esta forma poder desarrollar

el cálculo de un sistema seguro.

Como bien sabemos, existe una metodología para el cálculo del sistema de puesta a tierra de una subestación

eléctrica, no nos enfocaremos tanto en la metodología general ya que no es la finalidad de esta tesis, pero si

resaltaremos los puntos importantes que se requieren para el cálculo de una malla de tierras, en la actualidad

contamos con software certificados por entidades vigentes para la realización y ejecución de los cálculos, tanto

para el corto circuito como para el diseño de la malla de tierras.

Descripción del diseño de la malla de tierras

El diseño de la red de tierras para construcción debe ser para obtener un valor menor o igual a 5Ω de la

resistencia de tierra medida en campo, tomando como base la resistividad de suelo determinada en la medición

de la resistividad del suelo.

El diseño eléctrico que describe esta memoria es para la realización de una malla de tierras de la subestación

eléctrica que se ubica en la “TERMINAL DE ALMACENAMIENTO Y REPARTO EN TAPACHULA,

CHIAPAS,

Se realizó el diseño de la malla de tierras de la S.E., cubriendo el lado de media tensión y el lado de baja

tensión desde la estrella del transformador que alimenta al sistema, de acuerdo a la NOM-001-SEDE-2005, así

mismo también el sistemas de pararrayos por el método electro geométrico de la esfera rodante, aprobado,

tanto la norma mexicana NMX-J-549-ANCE-2005, la internacional IEC 62305-2 y la Americana NFPA-780-

2008.

Dicho cálculo cubre las tensiones de paso y de contacto, que sean tolerables para el cuerpo humano y en caso

de falla del sistema las personas y equipos estén bajo condiciones controladas antes de ser corregida la falla.

Se realizaron pruebas de resistividad del terreno para poder conocer el tipo de anclaje a tierra que se utilizará

para el diseño, la resistividad es muy baja, de tal manera que se utilizará electrodos de acero cubiertos de cobre

con un espesor normalizado de 0.25mm.

La resistencia máxima permitida de acuerdo normatividad va desde los 10 hasta los 25 ohms, el neutro corrido

en caso de tenerlo, deberá conectarse a la malla de tierras.

Se utilizó el software ETAP (www.etap.com), este software está certificado ante UL y ANAB, en este

software se calcularon las corrientes de corto circuito en sus tres redes de secuencia, la positiva, la negativa y

la secuencia cero que es la que se utiliza en el diseño de la malla de tierra.

http://www.etap.com/


73

En la Figura 3.1 tenemos el Informe de CFE donde indica la aportación de corto circuito de secuencia cero

Figura 3.1-Informe de CFE

Corriente monofásica *1


74

3.2 Requerimientos de la Subestación Eléctrica por parte de PEMEX

Para el diseño del edificio se debe cumplir con la norma NRF-048-PEMEX-2007, así mismo se deben aplicar

los criterios de diseño arquitectónico y estructural, este edificio se debe diseñar en dos niveles, no se deben

considerar ventanas, las puertas deben ser resistentes al fuego mínimo una hora y media y deben contar con

barra de pánico y cierra puerta, considerar un extractor de tipo industrial para evitar la acumulación de gases

en el cuarto de baterías, los muros se deben emboquillar con resinas epóxicas para protección anticorrosiva, no

se considera la estancia de personal de manera permanente dentro de este edificio, las puertas para el área de

transformadores y subastación de emergencia deben ser a base de malla tipo ciclón recubiertas de PVC, las

escaleras deben ser de concreto reforzado con acabado escobillado en los escalones y vestíbulos de acceso

exterior, debe contar con barandales metálicos fijos y desmontables, se debe tomar" en consideración los

huecos con las dimensiones adecuadas para el paso de ductos.

El cobertizo para el área de transformador debe estar adosado a la estructura principal, pero independiente y

contar con accesos independientes desde el exterior del edificio en el lado opuesto a las plantas de proceso.

Las dimensiones para esta área deben ser las necesarias para alojar el equipo, considerando el espacio para

instalación, operación y mantenimiento. "Techados y cubiertas de lámina" la cubierta de lámina de este

cobertizo deberá tener un 15% de pendiente.

Para el desarrollo de este edificio se deben considerar las siguientes áreas

Planta baja:

1. Un área para alojar los cables y charolas. Considerar piso de concreto acabado pulido.

2. Un cobertizo para alojar el transformador de potencia. El cual debe estar anexo al edificio principal, la

techumbre de lámina galvanizada desmontable, el acceso no debe ser por el área de tableros o de

conductores, este transformador se debe montar sobre base de concreto que debe sobresalir al menos

15 cm sobre NPT.

3. Un cobertizo para alojar una planta de emergencia. El cual debe estar anexo al edificio principal, la

techumbre debe ser de lámina galvanizada desmontable, el acceso no debe ser por el área de tableros o

de conductores, esta se debe montar sobre una base de concreto que debe sobresalir al menos 15 cm

sobre NPT.

4. Un cuarto de baterías, el acceso debe ser independiente, se debe considerar un zoclo sanitario

perimetral de 10cm de altura del mismo acabado.

5. Un cuarto para equipo de aire acondicionado. El cual se debe ubicar anexo al cuerpo principal del

edificio con dos accesos independientes para personal y equipo.

Planta alta:

1. Un área para alojar los tableros de distribución, se deben considera dos accesos, uno para Personal y

otro para equipo, ubicadas en lados opuestos.

2. Considerar la instalación de los tapetes aislantes antiderrapantes al frente de los tableros, de un metro

de ancho por toda la longitud de los tableros, con resistencia dieléctrica de 25 kilovolts como mínimo.

3. Un área de cuarto para alojar los equipos eléctricos (CCM’s y tableros) que alimentan a las bombas

de producto.


75

31.19

19.2

6

CONTINUA A RED DE

TIERRAS EN EL PLANO

L-213.

8.800

2

3

4

5

7 8 9

10

11

A

B

C

D

E

6

PLANTA BAJA

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

12

13

11

19

18

17

15

14

16

SUBE

CUARTO DEBATERIAS

CTO. DE CHAROLAS

P. DE EMERGENCIA900 kW

ACCESO

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

12

13

11

19

18

17

15

14

16

SUBE

TRANSFORMADOR1000/1150 KVA

8376 4.500

PE

ND

.

2%

PE

ND

.

2%

2.0

32

1.5

00

1.496

1.724

1.2555.0

00

8.950

1.564 1.564

1.4

97

4.5

59

2%

PE

ND

.

TQ. DIESEL

PEND.

2%

1.900

1.9

90

0.7

75

0.6

48

B.A.P.

N.C.

PE

ND

.

10%

SUBE

8.500

8.600

N.B.

8.155

9.3

49

R.E.

AC

CE

SO

DE

PE

RS

ON

AL

B.A.P.

2.865

4.3

05

ACCESO DEPERSONAL

R.E.

R.E.R.E.

FACHADA PONIENTE

FA

CH

AD

A N

OR

TE

FA

CH

AD

A S

UR

5.477

1

2.550 0.700 5.500 0.370 5.130 2.475 3.025 5.500 0.700 2.550

4.2

65

4.8

79

3.5

00

3.5

00

0.370 5.130

1

D-303

1.20m

1.20m 1.20m

1.20m

1.20m

PARARRAYOS

PARARRAYOS

PARARRAYOS

PARARRAYOS

610

16

20

10

16

20 20

16

10

20

16

10

20

10

16

66

6 6 6

6

6

6

6

6

6

10

20

16

13

311 22

311 22

311 22

311 22

311 22311 22

13

1313

13

13

6

6

6

6 6

6666

6

6

6

6 6

6

6

6

311 22

311 22

311 22

311 22

311 22

311 226

CONTINUA A RED DE

TIERRAS EN EL PLANO

L-213.

CONTINUA A RED DE

TIERRAS EN EL PLANO

L-213.

13

6

6

SUBE A MALLA DE P.A.

6

13

6

13


13

6



6

13

0.6 cm DE PROFUNDIDAD




L-108

L-108

L-108L-108

En la Figura 3.2 muestra el diseño preliminar de la malla de tierras en planta baja de la S.E.

Figura 3.2- Diseño preliminar de la malla de tierras en planta baja de la S.E.


76

10.70010.700

PEND.

13.500

TECHUMBRE A BASE DELAMINA GALVANIZADADESMONTABLE

BRANDAL BR-1 (VERPLANO: D-314)

CANALON

ACCESO DEEQUIPOS

ACCESO DEPERSONAL

CUARTO DE TABLEROS

ESCALERA MARINAVER PLANOESTRUCTURAL: G-801

2

3

4

5

7 8 9

10

11

A

B

C

D

E

6

PLANTA BAJA

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

12

13

11

19

18

17

15

14

16

BAJA

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

12

13

11

19

18

17

15

14

16

BAJA

2

D-303

3

D-303

FACHADA ORIENTE

D-302

FACHADA PONIENTED-302

FA

CH

AD

A N

OR

TE

D-3

02

FA

CH

AD

A S

UR

D-3

02

1

2.550 0.700 5.500 2.475 3.025 5.500 0.700 2.550

4.2

65

4.8

79

3.5

00

3.5

00

PEND.

2%

PE

ND

.2%

13.150N.P.

12.92012.870

12.700

12.850

13.150

13.150

PEND. 2%

PE

ND

. 15%

TECHUMBRE A BASE DELAMINA GALVANIZADA

DESMONTABLE20

21

22

23

24

25

20

21

22

23

24

25

5.671 8.603

4.675

5.2

26

2.3

02

2.3

02

2.3

97

N.P. PEN

D.

2%

SUBESTACIÓN

COMPACTA

13.8 Kv

BAJA POR

COLUMNA

CONECTAR

A RED DE

TIERRA

C O N T A C T O R E S

BC-02

SFI-1015

U P SBC-01

BAJA POR

COLUMNA

CONECTAR

A RED DE

TIERRA

BAJA POR

COLUMNA

CONECTAR

A RED DE

TIERRA

BAJA POR

COLUMNA

CONECTAR

A RED DE

TIERRA

13

13

13 13 13

13

13

13 13

13

1313

13

6 6

6

6

6

66

6

6 6

6

CONEXIÓN A X0 DEL TRANSFORMADORCON 1-4/0 d. POR CHAROLA

L-108L-108

L-108L-108

L-108


13

13

6

20 13

En la figura 3.3 tenemos el diseño preliminar de la malla de tierras en planta alta de la S.E

Figura 3.3- Diseño preliminar de la malla de tierras en planta alta de la S.E


77

3.3 Procedimiento de la malla de tierras para la Subestación Eléctrica

Tipo de diseño:

El diseño de este sistema de tierras se apega a las normas NOM-001-SEDE-2012 y a la norma IEEESTD-80-

2000, por lo que se sigue un diagrama de flujo que se puede ver en el anexo 1, figura 4.

Paso 1. Datos de campo

Se cuenta con el plano del arreglo de la Subestación Eléctrica el cual muestra que el proyecto detallado. En

este caso podemos realizar el cálculo del sistema de tierras considerando el proyecto tal y como se muestra en

el plano correspondiente.

Por lo tanto el área que ocupará el sistema de tierras será de:

Área = 19 x 31 589 m2

La profundidad a la que serán enterrada la malla es: 0.6 metros

Se realizaron mediciones de resistencia del terreno para determinar:

1. Su resistividad

2. La profundidad a la que se encuentran las diferentes capas de tierra

Estas mediciones se realizaron basándose en la recomendación del estándar ANSI/IEEE Std. 81- 1983, donde

se decidió dividir el terreno en partes iguales y obtener las mediciones de resistencia en cada una de las zonas

divididas y en los dos niveles si se trata de un suelo de dos capas. El método utilizado para la medición de la

resistencia del terreno para la determinación de la resistividad fue el de Wenner.

PASO 2. Calibre mínimo del conductor.

La máxima corriente de circuito corto calculada en la Subestación fue determinada previamente en el análisis

de circuito corto mediante el método de componentes simétricas y se encontró que el valor de la corriente de

falla monofásica a tierra es el siguiente:

Icfe = 2340.00 Amperes

Ig = 2876.51 Amperes

Cálculo de la corriente de falla simétrica de la malla.

Esta corriente será determinada por medio de la siguiente fórmula:

Ecuac……..(3.3a)


78

Dónde:

IG = Valor rms de la corriente simétrica de malla en A

Df = Factor de decremento para la duración total de la falla tf

Cp = Factor de proyección encontrado para el incremento relativo de la corriente de falla.

Ig = Corriente máxima de la red en A

Con el valor de corriente anterior se calcula el calibre mínimo del conductor de cobre necesario para la red de

tierras:

Ecuac……..(3.3b)

Dónde:

AKCM = Sección transversal del conductor en kilo circulars mils

Kf = Constante del material a la temperatura de 1084

PASO 3. Cálculo de las tensiones de paso y contacto.

Para una capa superficial de concreto de 0.1 m de espesor en la superficie la subestación, con una resistividad

superficial 6000Ώ-m

En este caso la capa de suelo se encuentra inmediatamente debajo de la capa de concreto cuya resistividad del

terreno es de:

29 Ώ-m y el tipo de terreno es: Arcilla arenosa y limo con estos valores vamos a calcular el factor de reflexión

con la siguiente fórmula:

Ecuac……..(3.3c)

Dónde:

Ρ = Resistividad del terreno

ρ s = Resistividad superficial de la capa sobre el terreno


79

El factor de reducción de Cs, es una ecuación empírica y es la reducción de la superficie de la capa de material

superficial en nuestro caso de:

Ecuac……..(3.3d)

Dónde:

h2 = Altura de la capa superficial

Tensiones de paso para una persona de 50 kg

Ecuac……..(3.3e)

Tensiones de paso para una persona de 70 kg

Ecuac……..(3.3f)

Tensiones de contacto para una persona de 50 kg

Ecuac……..(3.3g)

Tensiones de contacto para una persona de 70 kg

Ecuac……..(3.3h)

Dónde:

ts = Tiempo de apertura del interruptor en segundos


80

31.19

19.2

6

CONTINUA A RED DE

TIERRAS EN EL PLANO

L-213.

8.800

2

3

4

5

7 8 9

10

11

A

B

C

D

E

6

PLANTA BAJA

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

12

13

11

19

18

17

15

14

16

SUBE

CUARTO DEBATERIAS

CTO. DE CHAROLAS

P. DE EMERGENCIA900 kW

ACCESO

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

12

13

11

19

18

17

15

14

16

SUBE

TRANSFORMADOR1000/1150 KVA

8376 4.500

PE

ND

.

2%

PE

ND

.

2%

2.0

32

1.5

00

1.496

1.724

1.255

5.0

00

8.950

1.564 1.564

1.4

97

4.5

59

2%

PE

ND

.

TQ. DIESEL

PEND.

2%

1.900

1.9

90

0.7

75

0.6

48

B.A.P.

N.C.

PE

ND

.

10%

SUBE

8.500

8.600

N.B.

8.155

9.3

49

R.E.

AC

CE

SO

DE

PE

RS

ON

AL

B.A.P.

2.865

4.3

05

ACCESO DEPERSONAL

R.E.

R.E.R.E.

FACHADA PONIENTE

FA

CH

AD

A N

OR

TE

FA

CH

AD

A S

UR

5.477

1

2.550 0.700 5.500 0.370 5.130 2.475 3.025 5.500 0.700 2.550

4.2

65

4.8

79

3.5

00

3.5

00

0.370 5.130

1

D-303

1.20m

1.20m 1.20m

1.20m

1.20m

PARARRAYOS

PARARRAYOS

PARARRAYOS

PARARRAYOS

610

16

20

10

16

20 20

16

10

20

16

10

20

10

16

66

6 6 6

6

6

6

6

6

6

10

20

16

13

311 22

311 22

311 22

311 22

311 22311 22

13

1313

13

13

6

6

6

6 6

6666

6

6

6

6 6

6

6

6

311 22

311 22

311 22

311 22

311 22

311 226

CONTINUA A RED DE

TIERRAS EN EL PLANO

L-213.

CONTINUA A RED DE

TIERRAS EN EL PLANO

L-213.

13

6

6


6

13

6

13


13

6



6

13





L-108

L-108

L-108L-108

PASO 4. Diseño inicial de malla.

En éste paso se considera una estimación inicial de la malla, es decir el número de conductores y

espaciamiento de los mismos, el número de varillas y la profundidad de la malla. El cálculo de los conductores

se realizó en el paso 2.

Consideramos una malla de cobre con longitud de:

19x31 metros

Enterrada a una profundidad de 0.6 metros y una cantidad de 6varillas de tierra cooperweld de longitud:

3.06metros con un arreglo de 2 conductores a lo largo o paralelos y 3 conductores a lo ancho o transversales.

En la figura 3.4 tenemos el arreglo inicial de la malla de puesta a tierra.

Figura 3.4- Diseño inicial de la malla de tierras


81

PASO 5. Determinación de la resistencia de la malla.

Calculamos La resistencia del sistema de tierras preliminarmente, dicho valor de resistencia ya se calculó en el

paso 2 debido a que su valor era necesario para poder determinar el factor de división de corriente. Cuando el

valor de la resistencia de la malla no es necesario para determinar el factor de división de corriente, hasta este

paso es cuando se calcula.

Ecuac……..(3.3i)

Dónde:

h = Profundidad de los cables enterrados

PASO 6. Máxima corriente de malla IG.

En este paso se determina la IG aplicando la fórmula correspondiente, dicha corriente ya ha sido calculada en

el paso No. 2, ya que era necesaria para determinar el calibre mínimo del conductor de la malla.

Cálculo de la corriente de falla simétrica de la malla. Esta corriente será determinada por medio de la siguiente

fórmula:

Ecuac……..(3.3a)

Dónde: IG = Valor rms de la corriente simétrica de malla en A

Df = Factor de decremento para la duración total de la falla tf

Cp = Factor de proyección encontrado para el incremento relativo de la corriente de falla durante el período de

vida de la subestación

Ig = Corriente máxima de la red en A

PASO 7, Cálculo del máximo potencial de elevación (GPR).

En éste paso se determina la elevación de potencial de tierra GPR, éste valor no debe exceder la tensión

máxima de contacto tolerable Ec 70. Además el valor máximo de la elevación del potencial de tierra no debe

ser mayor de 5000 Volts, en caso de excederlo seguir los pasos siguientes del 8 al 12.

Ecuac……..(3.3j)


82

PASO 8. Tensión de malla.

En éste paso vamos a calcular los potenciales de contacto de malla (Em) y potenciales de paso de la malla (Es)

actuales, es decir los que tenemos con el diseño de la malla realizado en el paso 4, para posteriormente

compararlos con los potenciales de paso y contacto máximos permisibles y normativos calculados

anteriormente en el paso 3.

Ecuac……..(3.3k)

Ecuac……..(3.3l)

Ecuac……..(3.3m)

Ecuac……..(3.3n)

Dónde:

PASO 9. Comparación de valores entre tensión de contacto de malla (Em) y tensión de contacto tolerable o

permisible (Ec 70)

Si la tensión de contacto permisible para una persona de 70 kg, es mayor a la tensión de malla, el diseño es

correcto, es decir:


83

Se debe cumplir esta condición para que el diseño sea correcto y pasar al paso 12.

Ecuac……..(3.3o)

En caso de no cumplir con esta condición, pasar al paso 11, para modificación de diseño.

PASO 10. Comparación de valores entre tensión de paso de malla (Es) y tensión de paso tolerable o permisible

(Ep 70)

Se debe cumplir esta condición para que el diseño sea correcto y pasar al paso 12.

Ecuac……..(3.3p)

En caso de no cumplir con esta condición, pasar al paso 11, para modificación de diseño.

PASO 11. Modificación de diseño

En caso de no cumplir con las condiciones de diseño, se modificarán parámetros como incremento del área de

la malla, incremento de cables transversales y paralelos, modificar el tiempo de operación de los interruptores

para liberar la falla más rápidamente, tratar el terreno con compuestos retenedores de humedad, etc.

PASO 12. Detallar diseño

Completar el diseño, como cables de conexiones para equipos y gabinetes, cables para aterrizar neutros de

transformador, apartarrayos, puertas, rejas, interconexión de varias mallas en caso de existir, conexión con

electrodos adicionales de sites de cómputo cercanos, electrodos para acometidas, sistemas de pararrayos en

caso de ser necesario, sistemas de tierras de grupos generadores, etc.

Las tablas utilizadas para el diseño y cálculo de la malla de tierras de la subestación eléctrica, las podemos

observar en el Anexo 1,” Tablas y Diagramas de referencia para el cálculo de una malla de tierras para una

Subestación Eléctrica”.

En las Figuras 3.5, 3.6, 3.7, 3.8, y 3.9 tenemos el desarrollo del cálculo del sistema de puesta a tierra por

medio del software.


84

Calculo por software

Figura 3.5- Selección del tipo de malla de tierras.


85

Figura 3.6-Caracteristicas del terreno.


86

Figura 3.7-corriente de corto circuito y cálculo de la selección transversal

Corriente monofásica *1


87

Figura 3.8-Potenciales de paso y contacto.


88

Figura 3.9-Tension de malla y resultado de análisis.


89

La malla propuesta originalmente cumple correctamente de acuerdo a los cálculos realizados.

Pero la malla final se realizara de forma más segura, incrementando los electrodos transversales de la malla, ya

que esto es solicitado por parte de PEMEX REFINACION, lo podemos ver en el punto 4 de las

Consideraciones de un sistema de puesta a tierra, en el capítulo 2 pag. 56 donde nos dice:

4) La malla principal en las subestaciones debe formarse con cable de cobre desnudo, temple semiduro,

con una sección de acuerdo al cálculo y no menor de 107,2 mm2 (4/0 AWG). La malla principal en edificios

y/o plantas de proceso, debe formarse con cable de cobre desnudo temple semiduro con tamaño (calibre) de

acuerdo al cálculo y no menor de 67,43 mm2 (2/0 AWG.). En las subestaciones los cables paralelos de la

malla de tierra, no deben tener una separación mayor a 7 m y en las áreas de plantas de proceso, no mayor de

15 m. La malla de tierras debe ser enterrada a una profundidad de 0,6 m del nivel de piso terminado

Con base a esto la malla considerada originalmente es corregida como se determina en el punto 4.

El diseño de la malla final de la subestación se puede ver en el Anexo 1, “Planos de sistema de puesta a tierra

para una TERMINAL DE ALMACENAMIENTO Y REPARTO DE COMBUSTIBLE”.


90

Capítulo 4: Costos del Proyecto.

4.1 Costos del proyecto.

Este tesis tiene el propósito de indicar los métodos y criterios a aplicar durante el desarrollo de la ingeniería de

detalle para la Procura, Construcción, Pruebas y Puesta en Operación del sistema de puesta a tierra de las

instalaciones de la nueva Terminal de Almacenamiento y Reparto Tapachula (TART)

El desarrollo de la ingeniería de detalle para el sistema de puesta a tierra de las instalaciones indicadas en el

plano de localización general de equipos e instalaciones en la Terminal, “plano L-213 del ANEXO 1 Lista de

planos”, se desarrolló como lo establece la norma oficial mexicana NOM-001-SEDE-2005, la norma de

referencia NRF-048-PEMEX-2007 y normas de vigentes.

Los dibujos detallarán lo necesario para ser utilizados conjuntamente con las NRF's de equipo eléctricos, para

la correcta ejecución de la instalación y construcción

Para PEMEX REFINACION es importante la evaluación de distintos proveedores concursantes para el

desarrollo de un proyecto, el sistema de puesta a tierra es una de las tantas partidas a ejecutar para la

instalación, construcción y puesta en operación de una TAR. Estos proveedores se someten a una evaluación

en donde se determina la mejor oferta, tomando de referencia puntos importantes como, precio, tiempo de

entrega, cumplimiento con la normatividad vigente de cada uno de los materiales, experiencia en su personal

calificado, etc.

Los proveedores concursantes que cumplan las condiciones y exigencias de PEMEX REFINACION deberán

apegarse a los lineamientos que se marquen en contrato.

Una vez realizada la selección de los proveedores, hablaremos de los costos del proyecto para el desarrollo de

la ingeniería de detalle y costo de material y mano de obra para la correcta instalación, construcción y puesta

en operación de la TART.


91

4.2 Costo de Ingeniería.

Los costos de la ingeniería generados por la ingeniería de detalle.

Costo del personal de la ingeniería, estos costos son en moneda nacional más IVA

Tabla 4.1 costo de ingeniería:

Partida Descripción Cantidad Horas Costo por hora (MXP) Importe (MXP)

1 Coordinador de

Especialistas

1 150 1,100 165,000

2 Jefe de especialidad 1 120 900 108,000

3 Proyectista 1 100 450 45,000

4 Dibujante 1 80 150 12,000

Costo del personal para la ingeniería de detalle

330,000


92

4.3 Costo de Material y Mano de Obra.

PEMEX REFINACION

DESCRIPCIÓN

UNIDAD

CANTIDAD

PRECIO

IMPORTE

SUMINISTRO E INSTALACION DE PINZAS PARA

MOLEDE

EXOTERMICOINCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN, ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU CORRECTA EJECUCIÓN.

PZAS

50

$ 655.82

$32,791

SUMINISTRO E INSTALACION DE MOLDE PICONEX.

EXOTERM. TIPO "XB" CAl 4/0 A 4/0 CAT # XBM-2Q2Q

INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN, ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU CORRECTA EJECUCIÓN

PZAS

5

$ 1,583.25

$7,916


EXOTERM. TIPO 'TA" CAl 4/0 A 4/0 CAT #T AC-2Q2Q


PZAS

5

$ 1,583.25

$7,916

SUMINISTRO E INSTALACION MOLDE PICONEX.

EXOTERM. TIPO 'TA" CAl 4/0 A 2/0 CAT #T AC-2Q2G


PZAS

5

$ 1,583.25

$7,916

SUMINISTRO E MOLDEPICONEX. EXOTERM. TIPO

'TA"

CAl 4/0 A 2 CAT #TAC-2Q1V


PZAS

5

$ 1,583.25

$7,916

SUMINISTRO E INSTALACION MOLDEPICONEX.

EXOTERM. TIPO 'TA" CAl 4/0 A 4 CAT #TAC-2Q1L


PZAS

5

$ 1,583.25

$7,916


EXOTERM. TIPO "SS" CAl 4/0 A 4/0 CAT# SSC-2Q


PZAS

5

$ 1,583.25

$7,916


EXOTERM. TIPO 'TA" CAl 2/0 A 2/0 CAT #TAC-2G2G


PZAS

25

$ 1,583.25

$39,581

SUMINISTRO E INSTALACION MOLDE PICONEX. EX

OTERM. TIPO "G'f' CAl 4/0 A VAAILLA CAT GYE-

182Q


PZAS

5

$ 1,583.25

$7,916


93

PEMEX REFINACION

DESCRIPCIÓN

UNIDAD

CANTIDAD

PRECIO

IMPORTE


EXOTERM. TIPO "GR" CAl 2/0 A VARILLA CAT GRC-

182G

INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN, ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU CORRECTA EJECUCIÓN.

PZAS

15

$ 1,583.25

$23,749

SUMINISTRO E INSTALACION DE

VARILLACOPPERWELD DE 19 mm.0 x 3000 mm LONG


PZAS

80

$ 355

$28,400

SUMINISTRO E INSTALACION DE CABLE DE COBRE

DESNUDO CLASE '13" 19 HILOS TRENZADO 4/0 AWG


MTS

250

$ 255.38

$63,845


DESNUDO CLASE '13" 19 HILOS TRENZADO 2/0 AWG


MTS

7500

$ 186.46

$1,398,450


DESNUDO CLASE '13" 7 HILOS TRENZADO 2 AWG


MTS

1500

$ 112.14

$168,210


DESNUDO CLASE '13" 7 HILOS TRENZADO 4 AWG


MTS

1000

$ 89.76

$89,760

SUMINISTRO E INSTALACION DE CARTUCHO

P/CONEXION EXOTERMICA CATAlOGO # 250 F-20


PZAS

90

$ 65.5

$5,895

SUMINISTRO E INSTALACION DE CARTUCHO

P/CONEXION EXOTERMICA CATAlOGO # 150 F-20


PZAS

200

$ 58.3

$11,660

SUMINISTRO E INSTALACION CARTUCHO P/CONEXION EXOTERMICA CATAlOGO # 90 F-20


PZAS

100

$ 50.59

$5,059


94

PEMEX REFINACION

DESCRIPCIÓN

UNIDAD

CANTIDAD

PRECIO

IMPORTE

SUMINISTRO E INSTALACION DE TUBO CONDUIT

PARED GRUESA GALVANIZADO 25mm


PZAS

45

$ 90.28

$4,063

SUMINISTRO E INSTALACION DE BARRA DE

TIERRAS DE COBRE ESTAÑADO CON AISLADORES

DE RESINA EPOXICA PARA 600 V DE ¼”X4”X12”


PZAS

30

$ 650.57

$19,517

SUMINISTRO E INSTALACION DE TUBO DE

ALBAÑAL DE 30cm DE ANCHO POR 100cm DE

LARGO


PZAS

80

$ 254.23

$20,338


CONECTOR PARA TUBO HASTA 25 MM


PZAS

100

$ 135.35

$13,535

SUMINISTRO E INSTALACION DE CONECTOR PARA

TUBO DE 38 A 51 MM.


PZAS

50

$ 159.21

$7,961

SUMINISTRO E INSTALACION DE CONECTOR PARA

TUBO DE 64 A 102 MM.


PZAS

50

$ 178.98

$8,949


ZAPATA TERM.CAT.YA2C-L PONCH.( 2 AWG)


PZAS

60

$ 125.26

$7,516


DE ABRAZADERA 25mm

UÑA (1") PARED GRUESA ANCLO


PZAS

300

$ 17.15

$5,145

SUMINISTRO E INSTALACION

DE PIJA ACERO INOXIDABLE DE 3/16 X 1-1/2 PARA TAQUETE 1/4.


PZAS

500

$ 4.17

$2,085


95

PEMEX REFINACION

DESCRIPCIÓN

UNIDAD

CANTIDAD

PRECIO

IMPORTE

SUMINISTRO E INSTALACION DE TORNILLO PUNTA BROCA CABEZA HEZAGONAL 1/4 X 11/2.


PZAS

500

$ 1.20

$600

SUMINISTRO E INSTALACION TAQUETE DE NYLON 1/4 INCLUYE: SUMINISTRO INCLUYE: SUMINISTRO,

INSTALACIÓN,ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO

PARA SU CORRECTA EJECUCIÓN.

PZAS

300

$ 0.45

$135

SUMINISTRO E INSTALACION DE CONECTOR MECANICO

P/TIERRAS “QR 28 RECTO”COBRE INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN, ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU CORRECTA EJECUCIÓN.

PZAS

55

$ 128.34

$7,059


P/TIERRAS “GQ”COBRE INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN, ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU CORRECTA EJECUCIÓN.

PZAS

60

$ 136.20

$8,172


P/TIERRAS “GAR”COBRE INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN, ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU CORRECTA EJECUCIÓN.

PZAS

50

$ 128.34

$6,417


P/TIERRAS “CP”COBRE INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN, ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU CORRECTA EJECUCIÓN.

PZAS

40

$ 115.58

$4,623


P/TIERRAS “GBM”COBRE INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN, ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU CORRECTA EJECUCIÓN

PZAS

35

$ 155.49

$5,442

SUMINISTRO E INSTALACION DE COMPUESTO SELLADOR

DE TUBERIA “CHICO A -24” INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN, ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU CORRECTA EJECUCIÓN

GAL

50

$ 228.78

$11,439


TIPO TERMINAL DE ANILLO CAT. BBY14-6 INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN, ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU CORRECTA EJECUCIÓN

PZAS

100

$ 146.85

$14,685


96

PEMEX REFINACION

DESCRIPCIÓN

UNIDAD

CANTIDAD

PRECIO

IMPORTE

SUMINISTRO E INSTALACION DE MOLDE PARA

CONEXIÓN EXOTERMICA TIPO “RXC-2G” INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN, ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU CORRECTA EJECUCIÓN.

PZAS

10

$ 1,583.25

$15,833

SUMINISTRO E INSTALACION DE CONECTOR

MECANICO P/TIERRAS “GB-26” COBRE INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN, ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU CORRECTA EJECUCIÓN

PZAS

25

$ 124.32

$3,108

SUMINISTRO E INSTALACION DE TORNILLO CABEZA

HEXAGONAL ROSCADO AC.GALV.6.35X32mm.LONG INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN, ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU CORRECTA EJECUCIÓN.

PZAS

250

$ 5.25

$1,313

SUMINISTRO E INSTALACION DE TUERCA

HEXAGONAL ROSCA AC. GAL,V. 6.35mm DE DIAMETRO INCLUYE: SUMINISTRO, INSTALACIÓN, ACARREOS, FLETES Y TODO LO NECESARIO PARA SU CORRECTA EJECUCIÓN.

PZAS

250

$ 1.48

$370

Gran total:

Tabla 4.2 costos totales:

Costos Totales Costo en (MXP)

Costo del personal para la ingeniería de detalle 330,000

Costo Total de Suministro de Material y Mano de Obra 2,091,117

Gran total 2,421,117

Estos costos son en moneda nacional más IVA

Estos costos son válidos hasta 15 de Diciembre 2014

Costo Total Material y Mano de Obra

$2,091,117


97

Conclusiones

Actualmente, la calidad de la energía eléctrica en los hogares, oficinas, comercios y principalmente para

nosotros en este tema de la industria petroquímica, así como los cambios climáticos que al paso del tiempo

generan descargas atmosféricas con mayor número de eventos por kilómetro cuadrado, estas conllevan a

campos eléctricos generadores de cargas estáticas indeseables, es un aspecto muy importante que hay que

tener presente. Efectivamente, hasta hace algunos años no había que otorgar mayor atención a nuestros

equipos eléctricos y electrónicos, los cuales eran rudos y escasamente sensibles a variaciones en su línea de

alimentación. En la actualidad basta mirar a nuestro alrededor para darse cuenta de la infinidad de equipos

electrónicos complejos con que contamos. Esta complejidad de equipos trae consigo un sinfín de beneficios,

pero también trae la desventaja de que son equipos extremadamente sensibles a cargas estáticas y mínimas

variaciones de voltaje. Esto los hace particularmente vulnerables a problemas eléctricos que anteriormente

pasaban desapercibidos.

Teniendo esto como antecedente, es importante tomar en cuenta un buen diseño de puesta a tierra, ya que este

aumentara la seguridad del personal como la durabilidad de los equipos altamente sensibles y de alto valor

económico.

El presente trabajo es un apoyo para el diseño de un sistema de puesta a tierra para una Terminal de

Almacenamiento y Reparto de Combustible, con un fundamento apoyado en la normatividad, para la

aplicación correcta de todos los elementos necesarios para una adecuada protección, tomando como base el

diseño de la Terminal de Almacenamiento y Reparto Tapachula.

Por último aportamos información, recomendaciones y métodos bajo la normatividad vigente nacional para la

elaboración de un diseño de puesta a tierras que son de gran ayuda para todo aquel que requiera una consulta

de este tema.


98

Bibliografía.

NOM-001-SEDE-2005. Instalaciones Eléctricas (utilización).

NOM-022-STPS-2008. Electricidad Estática en los Centros de Trabajo- Condiciones de Seguridad.

NRF-048-PEMEX-2007 Diseño de Instalaciones Eléctricas

NRF-011-CFE-2004. Sistemas de Tierra a Plantas y Subestaciones Eléctricas.

NRF-070-PEMEX-2011 Sistemas de Protección a Tierra para Instalaciones petroleras

NMX-J-549-ANCE-2005 Sistema de Protección contra Tormentas Eléctricas - Especificaciones, Materiales y

Métodos de Medición

IEEE Std 80-2000 IEEE Guide for Safety in AC Substation Grounding

Libro de Oro de Puesta aTierra Universal. Javier Oropeza Angeles

Soluciones Prácticas para la Puesta a Tierra de los Sistemas Eléctricos de Distribucion. Pablo Diaz- Mc Graw

Hill


99

Anexo 1

Tablas y Diagramas de referencia para el cálculo de una malla de tierras para una

Subestación Eléctrica.

Figura 1.- Diagrama de flujo para procedimiento de cálculo.


100

Tabla 1.- Constantes del material

Tabla 1 – Constantes del material

Descripción Conductividad del

material (%)

Factor αr a 20 ºC

(1/ºC)

Ko a 0 ºC (0 ºC) Temperatura de fusión Tm

(ºC)

ρr 20 ºC (μ?·cm) Capacidad TCAP térmica

[J/(cm³·ºC)]

Cobre 100 0.003 93 234 1083 1.72 3.42

Cobre comercial 97 0.003 81 242 1084 1.78 3.42

Alambre de acero cubierto con cobre

40 0.003 78 245 1084 4.4 3.85


30 0.003 78 245 1084 5.86 3.85

Varilla de acero cubierta con cobre

20 0.003 78 245 1084 8.62 3.85

Aluminio grado EC 61 0.004 03 228 657 2.86 2.56

Aleación de aluminio 5005

53.5 0.003 53 263 652 3.22 2.6

Aleación de aluminio 6201

52.5 0.003 47 268 654 3.28 2.6

Alambre de acero cubierto con

aluminio

20.3 0.003 60 258 657 8.48 3.58

Acero 1020 10.8 0.001 60 605 1510 15.9 3.28

Varilla de acero cubierta con acero

inoxidable

9.8 0.001 60 605 1400 17.5 4.44

Varilla de acero cubierta con zinc

8.6 0.003 20 293 419 20.1 3.93

Acero inoxidable 304

2.4 0.001 30 749 1400 72 4.03


101

Tabla 2.- Constantes del material

Material Conductividad (%) Tm (ºC) Kf

Cobre 100 1083 7

Cobre comercial 97 1084 7.06

Cobre comercial 97 250 11.78


40 1084 10.45


30 1084 12.06

Varilla de acero cubierta con cobre 20 1084 14.64

Aluminio grado EC 61 657 12.12

Aleación de aluminio 5005 53.5 652 12.41

Aleación de aluminio 6201 52.5 654 12.47

Alambre de acero cubierto con aluminio

20.3 657 17.2

Acero 1020 10.8 1510 15.95

Varilla de acero cubierta con acero inoxidable

9.8 1400 14.72

Varilla de acero cubierta con zinc 8.6 419 28.96

Acero inoxidable 304 2.4 1400 30.05


102

Tabla 5 y 6.-Capacidad de los conductores de cobre para conducir corriente.

Tabla 5 – Capacidad de los conductores de cobre para conducir corriente;

Los valores de corriente son RCM, para frecuencia de 60 c.p.s., X/R = 10, Corriente en kiloamperes

Tabla 6 – Capacidad de los conductores de cobre para conducir corriente;

Los valores de corriente son RCM, para frecuencia de 60 c.p.s., X/R = 0, Corriente en kiloamperes

Tamaño del cable AWG

Sección nominal, mm²

6 ciclos (100 ms)

15 ciclos (250 ms)

30 ciclos (500 ms)

45 ciclos (750 ms)

60 ciclos (1 s)

180 ciclos (3 s)

#2 33.63 27 19 13 11 9 5

#1 42.41 35 23 17 14 12 7

1/0 53.48 44 30 21 17 15 9

2/0 67.42 56 38 27 22 19 11

3/0 85.03 70 48 34 28 24 14

4/0 107.2 89 60 43 36 31 18

250 kcmil 126.65 105 71 51 42 36 21

350 kcmil 177.36 147 99 72 59 51 30

Tamaño del cable AWG

Sección nominal, mm²

6 ciclos (100 ms)

15 ciclos (250 ms)

30 ciclos (500 ms)

45 ciclos (750 ms)

60 ciclos (1 s)

180 ciclos (3 s)

#2 33.63 31 19 14 11 9 5

#1 42.41 39 24 17 14 12 7

1/0 53.48 49 31 22 18 15 9

2/0 67.42 62 39 28 22 19 11

3/0 85.03 79 50 35 28 25 14

4/0 107.2 99 63 44 36 31 18

250 kcmil 126.65 117 74 52 43 37 21

350 kcmil 177.36 165 104 73 60 52 30


103

Tabla 7.-Resistividades típicas de la capacidad del material

Tabla 8.-Factor de decremento.

Tabla 7 – Resistividades típicas del material superficial

Descripción del material superficial Resistividad de la muestra Ω·m

Humedo Seco

Grava 140 x 106 1300 (agua de tierra 45 Ω ·m)

Grava fina de 0.04 m 4000 1200 (agua delluvia, 100 W)

Granito 0.02-0.025 m ---- 6513 (10 min despúes 45 Ω ·m agua drenada)

Granito lavado #4, 0.025-0.05 m 1.5 x 106 a 4.5 x 10

6 5000 (agua de lluvia, 100 Ω ·m)

Granite lavado #3, 0.05-0.1 2.6 x 106 a 3 x 10

6 10 000 (agua de lluvia, 100 Ω ·m)

limestone lavado (Mich.). 7 x 106 2000-3000 (agua de tierra, 45 Ω ·m)

Granite lavado, similar to la grava de 0.02 m gravel. 2 x 106 10 000

Granite, similar a grava pequeña 40 x 106 5000

Granite lavado #57, 0.02 m 190 x 106 8000 (agua de tierra, 45 Ω ·m)

Asfalto. 2 x 106 a 30 x 10

6 10 000 a 6 x 10

6

Concreto. 1 x 106 a 1 x 10

9 a 21 a 100

Tabla 8 – Factor de decremento

Fault duration, tf

Decrement factor, Df

Seconds Cycles at 60 Hz X/R = 10 X/R = 20 X/R = 30 X/R = 40

0.008 33 0.5 1.576 1.648 1.675 1.688

0.05 3 1.232 1.378 1.462 1.515

0.1 6 1.125 1.232 1.316 1.378

0.2 12 1.064 1.125 1.181 1.232

0.3 18 1.043 1.085 1.125 1.163

0.4 24 1.033 1.064 1.095 1.125

0.5 30 1.026 1.052 1.077 1.101

0.75 45 1.018 1.035 1.052 1.068

1 60 1.013 1.026 1.039 1.052


104

Planos de sistema de puesta a tierra para una TERMINAL DE

ALMACENAMIENTO Y REPARTO DE COMBUSTIBLE.

Lista de planos:

a) L.108 Red de Tierra de la Subestación Eléctrica

b) L.213 Red General de Tierras

c) L.452 Llenaderas de Autotanques Sistema de Tierras

d) L.453 Descargaderas de Autotanques Sistema de Tierras

e) L.460 Área de Tanques de Producto Sistema de Tierras

f) L.461 Arreglo de Bombas de Gasolina y Diesel Sistema de Tierras

g) L.451 Sistema de Tierras Central Contra Incendio

h) L.455 Laboratorio Control de Calidad Sistema de Tierras

i) L.454 Oficinas Administrativas Planta Baja Sistema de Tierras


Página 105 de 114


106


107


108


109


110


111


112


113


Página 114 de 114

Diseño de un sistema de puesta a tierra para una terminal de almacenamiento y reparto de...

Documents

Transcript of Diseño de un sistema de puesta a tierra para una terminal de almacenamiento y reparto de...