Sistemas de Puesta a Tierra y Proteccion Contra Descargas Atmosfericas de Cerveceria Polar
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UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA Y PROTECCIÓN CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS DE CERVECERÍA POLAR C.A.
POR LUIS MANUEL SUÁREZ FERNÁNDEZ
INFORME FINAL DE PASANTÍA PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO ELECTRICISTA
Sartenejas, marzo de 2007
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
ESTUDIO DE LOS SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA Y PROTECCIÓN CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS DE CERVECERÍA POLAR C.A.
POR LUIS MANUEL SUÁREZ FERNÁNDEZ TUTOR ACADÉMICO: PROF. JUAN CARLOS RODRÍGUEZ TUTOR INDUSTRIAL: ING. NELSON MONTERO
INFORME FINAL DE PASANTÍA PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO ELECTRICISTA
Sartenejas, marzo de 2007
ESTUDIO DE LOS SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA Y PROTECCIÓN CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS DE CERVECERÍA POLAR C.A. POR LUIS MANUEL SUÁREZ FERNÁNDEZ RESUMEN Los sistemas de puesta a tierra y de protección contra descargas atmosféricas son de vital importancia para proveer dentro de los sistemas eléctricos la seguridad adecuada para las personas que operan en el, los equipos que lo conforman, así como también la instalación eléctrica en general. En el presente informe se hace una descripción de lo que son los sistemas de puesta a tierra y de protección contra descargas atmosféricas y sus elementos más importantes, así como también cuáles son las consideraciones a tomar en cuenta a la hora de diseñar alguno de estos sistemas. Posteriormente, se aplican todos estos conceptos en un estudio a la planta de Cervecería Polar C.A. Los Cortijos, con la finalidad de hacer un análisis de la condición en la que se encuentran el sistema de puesta a tierra y el sistema de protección contra descargas atmosféricas de la misma. Luego, en base a los resultados obtenidos tras el análisis se realizan una serie de recomendaciones para mejorar el estado de estos sistemas, para garantizar que las personas que operan o trabajan en la planta, así como los equipos, estén protegidos ante eventuales fallas o la posibilidad de impacto directo de descargas atmosféricas.
DEDICATORIA
A mis padres, Luís Ramón y Ana Victoria, pues siempre han estado ahí cuando les he necesitado.
A mis hermanas, Ana Karina y Ana Carolina, quienes siempre me han dado aliento en los momentos más importantes.
A mi primo Leonardo, siempre te recordaremos.
A mis compañeros y amigos, pues solo hubiese sido imposible llegar hasta aquí.
AGRADECIMIENTOS
A Cervecería Polar C.A, por brindarme la oportunidad de realizar este proyecto dentro de sus instalaciones y por darme todo el respaldo que necesite.
Al ingeniero Juan Carlos Rodríguez, mi tutor académico, pues sin su guía hubiese sido imposible la realización de este trabajo.
A los ingenieros Jacobo Di Bella y Nelson Montero, mis tutores industriales, quienes me brindaron todo su apoyo para la consecución de los objetivos planteados.
A Maria Teresa y Benincia, por ayudarme en todo lo que estaba a su alcance, no sólo a mi, sino a todos los que estudiamos ingeniería eléctrica en la USB.
A mi familia y a mis amigos, por brindarme el apoyo necesario para la consecución de mis metas.
INDICE GENERAL CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN………………………………………………………….
1
CAPÍTULO 2: LA EMPRESA………………………………………………………………
4
2.1.- RESEÑA HISTÓRICA…………………………………………………………
4
2.2.- MISIÓN…………………………………………………………………………
6
2.3.- VISIÓN………………………………………………………………………….
6
2.4.- VALORES……………………………………………………………………….
7
CAPÍTULO 3: SISTEMA DE PUESTA A TIERRA………………………………………..
8
3.1.- ASPECTOS BÁSICOS DE LOS SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA……..
8
3.1.1.- Generalidades………………………………………………………...
8
3.1.2.- Objetivos de los sistemas de puesta a tierra……………………….
9
3.2.- SEGURIDAD EN LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS…………………………..
10
3.2.1.- Condiciones de peligro……………………………………………...
10
3.2.2.- Rango de corrientes tolerables por el cuerpo humano…………...
11
3.2.2.1.- Rango de frecuencia……………………………………….
11
3.2.2.2.- Efectos de la magnitud y duración……………………….
11
3.2.3.- Criterio de diferencia de potencial permisible……………………
13
3.2.3.1.- Resistencia del cuerpo humano…………………………..
13
3.2.3.2.- Criterio de toque y paso…………………………………...
14
3.3.- RESISTENCIA A TIERRA…………………………………………………….
16
3.3.1.- Generalidades………………………………………………………...
16
3.3.2.- Valores aceptados recomendados………………………………….
16
3.3.3.- Resistividad del suelo………………………………………………..
17
3.3.4.- Electrodos de tierra…………………………………………………..
18
3.3.4.1.- Generalidades………………………………………………
18
3.3.4.2.- Electrodos naturales……………………………………….
18
3.3.4.3.- Tamaño de las varillas……………………………………..
19
3.4.- PUESTA A TIERRA DE EQUIPOS…………………………………………...
19
3.4.1.- Generalidades………………………………………………………...
19
3.4.2.- Puesta a tierra en subestaciones…………………………………….
20
3.4.3.- Mallas de tierra……………………………………………………….
22
3.4.4.- Materiales de construcción………………………………………….
23
3.4.4.1.- Materiales empleados……………………………………...
23
3.4.4.2.- Calibre de los conductores………………………………..
24
CAPÍTULO 4: PROTECCIÓN CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS…………...
26
4.1.- ASPECTOS BÁSICOS DE LOS SPDA………………………………………..
26
4.1.1.- Generalidades………………………………………………………...
26
4.1.2.- Objetivos de los SPDA………………………………………………
27
4.2.- GUIA DE EVALUACION DE RIESGOS…………………………………….
27
4.2.1.- Generalidades………………………………………………………...
27
4.2.2- Cálculo del índice de riesgo…………………………………………
28
4.3.- COMPONENTES DE UN SPDA……………………………………………..
31
4.3.1.- Materiales empleados………………………………………………..
31
4.3.2.- Dispositivos terminales de atracción………………………………
33
4.3.2.1.- Generalidades………………………………………………
33
4.3.2.2.- Techos inclinados…………………………………………..
34
4.3.2.3.- Techos planos o de suave inclinación……………………
35
4.3.2.4.- Techos abovedados o redondeados……………………..
35
4.3.3.- Terminales de tierra………………………………………………….
36
4.3.4.- Conductores…………………………………………………………..
36
4.3.4.1.- Generalidades………………………………………………
36
4.3.4.2.- Conductores en techos…………………………………….
36
4.3.4.3.- Conductores de bajantes…………………………………..
37
4.4.- ASPECTOS BÁSICOS EN LA CONSTRUCCIÓN DE UN SPDA…………
37
4.4.1.- Equipontencialidad………………………………………………….
37
4.4.2.- Estructuras con Armazón de Acero………………………………..
38
4.4.3.- Estructuras misceláneas y para fines especiales…………………..
38
4.4.4.- Chimeneas y respiraderos…………………………………………..
39
4.4.4.1.- Generalidades………………………………………………
39
4.4.4.2.- Chimeneas de tipo no pesado…………………………….
39
4.4.4.3.- Chimeneas de tipo pesado………………………………...
39
CAPÍTULO 5: RESULTADOS DEL ESTUDIO DEL SPT Y EL SPDA…………………..
41
5.1.- SISTEMA DE PUESTA A TIERRA……………………………………………
41
5.1.1.- Descripción del sistema eléctrico de media tensión………………
41
5.1.2.- Descripción del SPT de media tensión……………………………..
43
5.1.3.- Circulación de la corriente ante una falla………………………….
59
5.1.4.- Análisis y mejoras en el SPT de media tensión……………………
65
5.2.- SISTEMA DE PROTECCIÓN CONTRA DESCARGAS ATMOSFERICAS
78
5.2.1.- Descripción de las Estructuras a Proteger…………………………. 78 5.2.2.- Descripción de SPDA de la planta………………………………….
81
5.2.3.- Factor de riesgo de las diferentes estructuras……………………..
85
5.2.4.- Análisis y mejoras en el SPDA de la planta………….…………….
89
CAPÍTULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES……………………………
94
BIBLIOGRAFÍA………………………………………………………………………………
97
APENDICES………………………………………………………………………………….
98
APENDICE A: IMÁGENES Y OTROS DE LOS SPDA…………………………..
98
APENDICE B: CÁLCULO DE MALLAS DE TIERRA………………………………….
105
APENDICE C: EXPLICACIÓN DE LA SIMBOLOGÍA DE LOS TRX………………… 112
INDICE DE FIGURAS CAPÍTULO 3: SISTEMA DE PUESTA A TIERRA Figura 3.2.3.1.1 – Persona con las piernas formando resistencias en serie…………….
14
Figura 3.2.3.1.2 – Persona con las piernas formando resistencias en paralelo………
14
Figura 3.2.3.2.1 – Tensiones de toque y paso……………………………………………
15
Figura 3.4.3.1.- Malla de tierra…………………………………………………………….
23
CAPÍTULO 4: PROTECCIÓN CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS Figura 4.3.2.2.1 – Terminales aéreos en techos inclinados……………………………….
34
Figura 4.3.2.3.1 – Terminales aéreos en techos planos…………………………………… 35 CAPÍTULO 5: RESULTADOS DEL ESTUDIO DEL SPT Y EL SPDA Figura 5.1.2.1 – Esquema de conexión de la subestación cond. Evaporativos…………
46
Figura 5.1.2.2 – Esquema de conexión de la subestación calderas……………………… 46 Figura 5.1.2.3 – Esquema de conexión de la subestación sala de máquinas 1…………. 47 Figura 5.1.2.4 – Esquema de conexión de la subestación sala de máquinas 2…………. 47 Figura 5.1.2.5 – Esquema de conexión de la subestación sala de máquinas 3…………. 48 Figura 5.1.2.6 – Esquema de conexión de la subestación secadora de nepe…………… 48 Figura 5.1.2.7 – Esquema de conexión de la subestación cocimiento 1…………………
49
Figura 5.1.2.8 – Esquema de conexión de la subestación cocimiento 2…………………
49
Figura 5.1.2.9 – Esquema de conexión de la subestación edificio administrativo……..
50
Figura 5.1.2.10 – Esquema de conexión de la subestación alumbrado…………………. 51 Figura 5.1.2.11 – Esquema de conexión de la subestación sala de llena 1……………… 51
Figura 5.1.2.12 – Esquema de conexión de la subestación sala de llena 2……………… 52 Figura 5.1.2.13 – Esquema de conexión de la subestación tratamiento de agua………. 52 Figura 5.1.2.14 – Esquema de conexión de la subestación California sur……………… 53 Figura 5.1.2.15 – Esquema de conexión de la subestación planta piloto……………….
53
Figura 5.1.2.16 – Esquema de conexión de la subestación principal 1………………….
54
Figura 5.1.2.17 – Esquema de conexión de la subestación principal 2………………….
55
Figura 5.1.2.18 – Diagrama del SPT existente………………………….………………….
58
Figura 5.1.2.19 – Plano del SPT de la planta………………………………………………. 59 Figura 5.1.3.1 – Transformador y fuente conectados a través de un conductor y tierra 60 Figura 5.1.3.2 – División de la corriente de falla………………………………………….
60
Figura 5.1.4.1.- Esquema de conexión adecuado…………………………………………
69
Figura 5.1.4.3 – Diagrama del SPT propuesto………………………….………………….
76
Figura 5.1.4.4 – Plano del SPT propuesto para la planta………..……………………….
77
Figura 5.2.1.1.- Corte del edif. Administrativo y elaboración y envasado……………..
80
Figura 5.2.1.2.- Corte de servicio industrial y envasado………………………………..
81
Figura 5.2.2.1.- Pararrayo edificio administrativo y elaboración……………………….
82
Figura 5.2.2.2.- Pararrayo comedor y áreas recreativas………………………………….
84
Figura 5.2.2.3.- Pararrayo California sur…………………………………………………..
85
Figura 5.2.3.1.- Mapa isoceráunico de Venezuela………………………………………...
86
INDICE DE TABLAS CAPÍTULO 3: SISTEMA DE PUESTA A TIERRA Tabla I - Resistividad de suelos…………………………………………………………….
17
Tabla II - Características de conductores desnudos de cobre…………………………… 24 Tabla III – Calibre del conductor de puesta a tierra……………………………………… 25 CAPÍTULO 4: PROTECCIÓN CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS Tabla IV - Factor de Riesgo (R)……………………………………………………………..
28
Tabla V - Índice A: Tipo de Estructura…………………………………………………….
29
Tabla VI - Índice B: Tipo de Construcción………………………………………………… 29 Tabla VII - Índice C: Ubicación Relativa…………………………………………………..
30
Tabla VIII – Índice D: Topografía…………………………………………………………..
30
Tabla IX - Índice E: Ocupación y Contenido……………………………………………..
30
Tabla X - Índice F: Frecuencia de Descargas Atmosféricas……………………………..
31
Tabla XI - Mínimos Requerimientos para Materiales Clase I…………………………..
32
Tabla XII - Mínimos Requerimientos para Materiales Clase II…………………………
32
CAPÍTULO 5: RESULTADOS DEL ESTUDIO DEL SPT Y EL SPDA Tabla XIII - Conexiones de las subestaciones de media tension………………………
56
Tabla XIV - Longitud de los conductores de puesta a tierra de la planta…………….
61
Tabla XV - Cambios en el SPT (elementos a desconectar o eliminar)………………….
73
Tabla XVI - Cambios en el SPT (elementos a conectar o instalar)………………………
74
Tabla XVII - Factor de Riesgo edificio administrativo y elaboración
87
Tabla XVIII - Factor de Riesgo servicio industrial
87
Tabla XIX – Factor de Riesgo envasado
88
Tabla XX - Factor de Riesgo California sur
88
LISTA DE SIMBOLOS Y ABREVIATURAS Ω
Ohm, unidad de resistencia eléctrica.
A
Ampere, unidad de intensidad de corriente eléctrica.
AC
Altern Current (Corriente Alterna)
AWG
American Wire Gage (calibre de conductores americanos).
CM
Circular Mil, unidad de superficie.
DC
Direct Current (Corriente Directa).
DTA
Dispositivos Terminales de Atracción.
EDC
Electricidad de Caracas.
ft
Foot (Píe), unidad de longitud (Sistema Ingles).
g
Gramo, unidad de masa.
Hz
Hertz, unidad de frecuencia.
IEEE
Institute of Electrical and Electronics Engineers (Instituto de ingenieros eléctricos y electrónicos).
in
Inch (Pulgada), unidad de longitud (Sistema Ingles).
L
Litro, unidad de volumen.
lb
Libra, unidad de masa (Sistema Ingles).
m
Metro, unidad de longitud.
m2
Metro Cuadrado, unidad de superficie.
NFPA
National Fire Protection Association (Asociación Nacional de
P
P
protección ante fuego). NH3
Amoniaco.
PTAB
Planta de Tratamiento de Aguas Blancas.
PTAR
Planta de Tratamiento de Aguas Residuales.
s
Segundos, unidad de tiempo.
SPDA
Sistema de Protección contra Descargas Atmosféricas.
SPT
Sistema de Puesta a Tierra.
V
Volt, unidad de potencial eléctrico.
VA
Volt - Ampere, unidad de potencia.
W
Watt, unidad de potencia.
CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN La puesta a tierra de sistemas eléctricos es un problema que debe ser abordado por los ingenieros encargados de planificar y/o modificar un sistemas de distribución eléctrica. Existen diversos criterios para la puesta a tierra, cada uno con un propósito particular. Los criterios de conexión a tierra de los sistemas eléctricos son similares bajo cualquier condición de servicio, sin embargo, en las industrias, estás condiciones pueden variar de acuerdo a: localización del sistema de potencia, característica de los generadores y requerimientos del proceso de manufactura. Según su objetivo, podemos dividir los sistemas de puesta tierra de la siguiente forma: para el retorno de las corrientes de falla, como camino de fuga para las corrientes de
descargas
atmosféricas,
y
como
referencia
de
tierra
para
equipos
de
telecomunicaciones y electrónica. Aunque en conjunto todos forman un mismo sistema de puesta a tierra, deben ser tratados de diferente manera, por lo que existen diferentes normas que se aplican a cada uno ellos. En el presente trabajo se enfocará lo referente a retorno de corrientes de fallas a nivel de media tensión de la Planta Cervecería Polar C.A. También se abarcará lo referente a los sistemas de protección contra descargas atmosféricas, es importante destacar que está protección se divide en una parte externa y una interna, en este trabajo se abordará lo concerniente a los sistemas externos de protección contra descargas atmosféricas. Es importante mencionar que actualmente en el país están en vigencia leyes según las cuales, si llegase a ocurrir algún accidente laboral y se demuestra que el
mismo es responsabilidad de la empresa por no brindar condiciones seguras de trabajo, esta puede recibir cuantiosas multas de dinero, por lo que la implantación de este tipo de sistemas (sistemas de puesta a tierra y sistemas de protección contra descargas atmosféricas) tiene también una repercusión económica bastante importante, en la parte de prevención. La empresa Cervecería Polar C.A. Los Cortijos carece de un diagrama de las conexiones del sistema de puesta a tierra de sus equipos, por lo que no se tiene una idea clara de cómo está conectado el sistema y si las conexiones existente son las más adecuadas y las indicadas en las normas, por lo que la empresa requiere un levantamiento de su sistema de puesta a tierra actual para luego realizar el análisis correspondiente. En cuanto a lo que respecta a los sistemas de protección contra descargas atmosféricas, la necesidad de este estudio radica en una falla ocurrida en uno de los pararrayos de una de las otras plantas de la empresa por lo que se requiere realizar un estudio de la protección existente contra este tipo de eventos (descargas atmosféricas). Ahora bien, el objetivo del presente trabajo es analizar el estado de la puesta a tierra a nivel de media tensión, enfocado hacia la parte de retorno de corrientes de falla, así como también verificar la protección existente ante descargas atmosféricas, para luego proponer las mejoras necesarias que cumplan con las normas vigentes establecidas para garantizar un correcto funcionamiento del sistema y garantizar una protección adecuada tanto para el personal que labora en la empresa, como para los equipos instalados en la misma.
Para realizar este estudio, es necesario antes de cualquier otra actividad recopilar toda la información referente a los sistemas de puesta a tierra y a los sistemas de protección contra descargas atmosféricas, así como las normas existentes que rigen el diseño y construcción de este tipo de sistemas, para ello se consultarán los estándares existentes (IEEE, NFPA, entre otros), así como también se hará la revisión de algunos otros trabajos realizados en esta área que puedan ayudar a tener las bases suficientes para poder realizar un análisis adecuado y dar las recomendaciones adecuadas. Posteriormente se realizará el levantamiento del sistema de puesta a tierra con el que cuenta actualmente la planta, así como también del sistema de protección contra descargas atmosféricas, para de esta forma ubicar las tomas de tierra, los dispositivos terminales de atracción, y las conexiones existentes; para ello, se realizará un recorrido por toda la planta para así ubicar cada uno de los componentes de los sistemas en estudio. Por último, basado en toda la información y normativas encontradas, se procederá a realizar una propuesta con las mejoras necesarias para que la planta cuente con un sistema de puesta a tierra y un sistema de protección contra descargas atmosféricas con una configuración adecuada.
CAPÍTULO 2: LA EMPRESA
2.1.- RESEÑA HISTÓRICA
En 1.938 Lorenzo Alejandro Mendoza Fleury, socio mayoritario de la firma familiar Mendoza & Compañía, dedicada desde 1.855 a fabricar jabones, decide ampliar los limites del negocio, dando luz verde al proyecto para establecer una industria cervecera. En 1.941 comienza a funcionar Cervecería Polar C.A. en la parroquia de Antímano, con unos 50 empleados, una capacidad instalada de 30 mil litros mensuales, y dos productos, las cervezas: Cerveza Polar y Bock. En el año 1.950 comienza a producir Cervecería de Oriente C.A, para cubrir los mercados de Nueva Esparta, Sucre, Monagas y Anzoátegui, con una capacidad inicial instalada de 500 mil litros al mes y 57 trabajadores. Un año después, esta planta daría vida a Maltín Polar. Asentada en una vieja hacienda del este de Caracas emerge en 1.951 la moderna Cervecería Polar C.A. Los Cortijos, la cual contaba con 140 empleados y una capacidad instalada de 500 mil litros mensuales. Remavenca, encargada de desarrollar la harina de maíz precocida, nace en 1.954, y en 1960 sale al mercado Harina P.A.N, posteriormente se crea en Chivacoa, estado Yaracuy, la empresa Promasa dedicada a la producción de este producto.
En 1.961, inicia la producción Cervecería Modelo C.A. en Maracaibo, con una capacidad inicial instalada de 4 millones de litros al mes, para abastecer la demanda generada por los estados andinos y Zulia. Fundación Polar nace en 1.977 para contribuir con el desarrollo social del país, propiciar el desarrollo tecnológico y el uso racional del ambiente, apoyar y promover instituciones de beneficio o protección social, y realizar cualquier otra actividad que sea de utilidad colectiva o interés general. En 1.978 se pone en marcha Cervecería Polar del Centro C.A, el mayor complejo cervecero de América Latina para la época, en la población de San Joaquín, estado Carabobo. Esta es la primera cervecería del mundo equipada para realizar los procesos de fermentación y maduración en los mismos tanques cilindro-cónicos. Empresas Polar entra en 1.986 al negocio del arroz con la empresa Corporación Agroindustrial Corina, en Acarigua estado Portuguesa. En 1.987 Empresas Polar se incorpora a la agroindustria del trigo, a través de la empresa Mosaca, creada para procesar este cereal y hacer pastas alimenticias. Ese mismo año, Productos EFE S.A. pasa a formar parte de empresas polar. Luego, en 1.988 se decide la adquisición de Savoy Brand International con industrias de snacks en Colombia, Guatemala, Honduras, Panamá, Ecuador, Perú, Chile, Argentina y Venezuela. En 1.990 sale al mercado la nueva producción de vinos jóvenes de Bodegas Pomar, cuatro años después de que empresas Polar las fundara en las tierras de Altagracia, estado Lara. 1.993 marca la entrada de Empresas Polar al negocio de los
refrescos a través de la empresa Golden Cup y después en el año de 1.996 se asocia con PepsiCo para producir y comercializar Pepsi-Cola y otras marcas de esa compañía. Hoy día Polar es una de las empresas más importantes, no solo en el ámbito nacional, sino también a nivel internacional. Abarcando no solamente el mercado de la cerveza con sus distintas marcas (polar ice, polar light, polar pilsen, solera, solera light), sino también lo referente al área de alimentos y bebidas.
2.2.- MISIÓN Satisfacer las necesidades de consumidores, clientes, compañías vendedores, concesionarios, distribuidores, accionistas, trabajadores y suplidores, a través de los productos y de la gestión de negocios, garantizando los más altos estándares de calidad, eficiencia y competitividad, con la mejor relación precio/valor, alta rentabilidad y crecimiento sostenido, contribuyendo con el mejoramiento de la calidad de vida de la comunidad y el desarrollo del país.
2.3.- VISIÓN Ser una corporación líder en alimentos y bebidas, tanto en Venezuela como en los mercados de América Latina, participando mediante adquisiciones y alianzas estratégicas que aseguren la generación de valor para los accionistas. Estar orientados al mercado con una presencia predominante en el punto de venta y un complejo portafolio de productos y marcas de reconocida calidad. Promover la generación y difusión del conocimiento en las áreas comercial, tecnología y gerencial. Seleccionar y capacitar al
personal con el fin de alcanzar los perfiles requeridos, logrando su pleno compromiso con los valores de Empresas Polar y ofrecerle las mejores oportunidades de desarrollo.
2.4.- VALORES •
Orientación al mercado: Satisfacer las necesidades de los consumidores y clientes
de manera consistente. •
Orientación a resultados y eficiencia: consistencia en el cumplimiento de los
objetivos, al menor costo posible. •
Agilidad y flexibilidad: Actuar oportunamente ante los cambios del entorno,
siempre guiados por la visión, misión y valores de la empresa. •
Innovación: Actitud proactiva ante la generación de nuevas tecnologías y nuevos
productos. Disposición a aprender, gerenciar y difundir el conocimiento. •
Trabajo en equipo: Fomentar la integración de equipos con el propósito de
alcanzar metas comunes. •
Reconocimiento continúo al logro y la excelencia: Fomentar y reconocer
constantemente entre los trabajadores la excelencia y la orientación al logro. •
Oportunidades de empleo sin distinción: Proveer oportunidades de empleo en
igualdad de condiciones. •
Integridad y Civismo: Exhibir una actitud consistentemente ética, honesta,
responsable, equitativa y proactiva hacia el trabajo y hacia la sociedad. •
Relaciones de mutuo beneficio con las partes interesadas: Buscar el beneficio
común en las relaciones con las partes interesadas del negocio.
CAPÍTULO 3: SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
3.1.- ASPECTOS BÁSICOS DE LOS SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA
3.1.1.- Generalidades Un sistema de puesta a tierra (SPT) consiste en todas las conexiones de tierra interconectadas en un sistema de potencia específico. También se refiere a la conexión y puesta a tierra de los elementos metálicos no eléctricos de un sistema, como por ejemplo, ductos metálicas, armazón o carcasa de motores y otros equipos (sistema de equipotencialización). Como dice la introducción del presente trabajo, según su objetivo, los sistemas de puesta a tierra los podemos dividir de la siguiente manera: para el retorno de las corrientes de falla, como camino de fuga para las corrientes de descargas atmosféricas, y como referencia de tierra para equipos de telecomunicaciones y electrónica. En cuanto a lo referente al uso de los sistemas de puesta a tierra como retorno de las corrientes de falla, existen diferentes normas que aplican, para este trabajo se tomarán como referencia las normas americanas IEEE, en forma más precisa el IEEE Std 80-2000, el IEEE Std 142-1991, entre otras, que aplican directamente a este punto; en estas normas se establecen una serie de parámetros a seguir para tener una adecuada circulación de corrientes, las de desbalance por el neutro (operación normal del sistema) y las corrientes de falla por los conductores de tierra.
En cuanto a lo referente a las descargas atmosféricas, a este respecto, se puede destacar que existen dos tipos de visiones, la visión americana (NFPA, ANSI), en la cual se establecen ciertos parámetros para la protección de las distintas estructuras, los cuales no dan mucha flexibilidad a la hora del diseño, mientras que en la otra visión, la europea (IEC), se pueden asignar niveles de riesgo y numero de fallas permisibles, para de esta forma poder hacer un diseño algo más flexible, la norma que se empleará para realizar el estudio correspondiente será la NFPA 780. La otra parte, la referente a la referencia de tierra, en la actualidad con la constante evolución en el ámbito de las telecomunicaciones, han aparecido equipos electrónicos cada vez más sensibles a variaciones de cualquier tipo, por lo que es necesario para su correcto funcionamiento una adecuada configuración del sistema eléctrico y del SPT; existen diversos estándares que regulan la forma de diseñar y construir un SPT con este propósito, entre ellos podemos encontrar la ANSI, TIA, EIA 607 y la IEEE Std 1100-1999, entre otras. En este trabajo sólo se abordaran los dos primeros puntos (retorno de corrientes de falla y descargas atmosféricas), más no la parte de referencia a tierra.
3.1.2.- Objetivos de los sistemas de puesta a tierra Los SPT, o la conexión intencional de un conductor de neutro a tierra, se hacen con el propósito de controlar el voltaje a tierra, dentro de los límites previsibles. El SPT debe tener la capacidad de manejar el flujo de corriente (magnitud y duración) impuesto sobre él, debido a la ocurrencia de un evento extraordinario durante la operación
normal del sistema de potencia. Esto ocurre principalmente como resultado de la falla del aislamiento entre un conductor energizado y la estructura metálica que lo soporta o contiene. Sin embargo, también puede resultar de inyección de corriente externa, como una descarga atmosférica o una falla en un conductor de alta tensión. Los objetivos básicos de poner a tierra los sistemas de eléctricos, pueden ser resumidos de la siguiente forma: •
Reducir el riesgo del personal de sufrir un shock eléctrico; las lesiones por choque
eléctrico resultan por contacto con conductores vivos, o con componentes metálicas que están no intencionalmente energizadas. •
Proveer un camino de retorno de baja impedancia para la corriente de falla a
tierra necesaria para la operación oportuna del sistema de protección contra sobrecorrientes.
3.2.- SEGURIDAD EN LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS
3.2.1.- Condiciones de peligro Durante una falla a tierra, el flujo de corriente hacia tierra produce un gradiente de tensión dentro y alrededor de las subestaciones. A menos que se tomen las precauciones en el diseño, el máximo gradiente de tensión a lo largo de la superficie de tierra puede ser de la suficiente magnitud durante la falla a tierra como para ocasionar un accidente a una persona que se encuentre en el área. Las circunstancias que hacen posible un accidente por shock eléctrico son:
•
Corriente de falla a tierra de una elevada magnitud y duración (ver sección 3.2.2)
en relación con el SPT y su resistencia a tierra. •
Resistividad del terreno, tal que se puedan originar altos gradientes de potencial
en distintos puntos de la superficie de tierra.
3.2.2.- Rango de corrientes tolerables por el cuerpo humano
3.2.2.1.- Rango de frecuencia: Los humanos son muy vulnerables a los efectos de la corriente eléctrica a frecuencias de 50Hz y 60Hz, corrientes de aproximadamente 0,1A pueden ser letales. El cuerpo humano puede tolerar corrientes de 25Hz ligeramente más altas, y DC cinco veces más altas. A frecuencias entre 3000Hz y 10000Hz incluso se pueden tolerar corrientes mucho mayores [3].
3.2.2.2.- Efectos de la magnitud y duración: Los efectos fisiológicos más comunes de corrientes eléctricas sobre el cuerpo, fijadas de acuerdo al incremento de la magnitud de la corriente, son percepción, contracción muscular, inconciencia, fibrilación del corazón, obstrucción de la respiración y quemadura. El valor de corrientes de 1mA es reconocido como el umbral de percepción, que es la magnitud de corriente a la cual una persona es capaz de detectar un ligero hormigueo en sus manos o punta de los dedos, provocado por el paso de corriente [3].
Corrientes entre 1mA y 6mA, son desagradables de soportar, generalmente no afectan la habilidad de la persona que está sostenida del objeto energizado de controlar sus músculos y despegarse de él [3]. En el rango desde 9mA hasta 25mA, las corrientes pueden ser dolorosas, y pueden hacer difícil o imposible despegarse del objeto energizado agarrado por la mano. Para corrientes aún mayores, contracciones musculares podrían dificultar la respiración [3]. Para corrientes en el rango de 60mA a 100mA se puede ocasionar fibrilación ventricular, paro cardiaco o inhibición de la respiración, esto puede causar lesiones o incluso la muerte [3]. El tiempo para el cual corrientes de 50Hz y 60Hz pueden ser toleradas por la mayoría de las personas esta relacionado con la magnitud. Basado en estudios realizados por Dalziel, se asume que el 99,5% de las personas pueden soportar de forma segura, sin fibrilación ventricular, el paso de una corriente de magnitud y duración determinada por la siguiente formula:
Ib = Sb / ts
(1)
Donde Ib es la corriente rms a través del cuerpo, Sb es una constante empírica relacionada con la energía de shock eléctrico tolerada por cierto porcentaje de la población, y ts es el tiempo de exposición en segundos. La constante Sb para personas con un peso de 50kg es Sb=0,0135, y para personas con un peso 70kg la constante es Sb=0,0246 [3].
3.2.3.- Criterio de diferencia de potencial permisible
3.2.3.1.- Resistencia del cuerpo humano: Para corrientes DC o para AC a frecuencia de operación, el cuerpo humano puede considerarse como una resistencia no inductiva. La resistencia del tejido interno del cuerpo humano sin incluir la piel es de unos 300Ω, mientras que incluyendo la piel, la resistencia esta en un rango de 500Ω a 3000Ω [3]. Para tensiones y corrientes muy altas, la resistencia del cuerpo disminuye, debido a los daños sufridos en el punto de contacto. Para cálculos y formulas posteriores se tomara un valor de la resistencia del cuerpo (Rb):
Rb = 1000Ω También es importante mencionar el valor de la resistencia del terreno debajo de los pies de una persona que se encuentra sobre cierta superficie, ya sea que sus piernas representen dos resistencias en serie (R2fs) o en paralelo (R2fp). R 2 fs = 6 * ρ
(2)
R 2 fp = 1,5 * ρ
(3)
Donde R2fs y R2fp, indican el valor de la resistencia de dos piernas en serie, y dos piernas en paralelo respectivamente. Como se observa, el valor de esta resistencia depende del valor de la resistividad del terreno (ρ). En las siguientes figuras se pueden observar los esquemas de una persona con las piernas formando resistencias en serie (Figura 3.2.3.1.1) y otra con las piernas formando resistencias en paralelo (Figura 3.2.3.1.2). Donde U representa la tensión aplicada, Ib es la corriente a través del cuerpo, Rb es la resistencia del cuerpo y Rf es la resistencia de cada pierna.
Figura 3.2.3.1.1 – Persona con las piernas formando resistencias en serie [3]
Figura 3.2.3.1.2 – Persona con las piernas formando resistencias en paralelo [3]
3.2.3.2.- Criterio de toque y paso: La seguridad de una persona depende de la cantidad crítica de energía absorbida por el cuerpo, antes de que la falla sea despejada y el sistema sea des-energizado. Se define voltaje o tensión de toque, a la diferencia de potencial entre el nivel de tensión de tierra y una superficie potencial en un punto donde una persona está parada, mientras al mismo tiempo tiene su mano en contacto con una estructura puesta a tierra [3]. Mientras que la tensión de paso, es la diferencia de potencial en una superficie, experimentada por una persona que esta puenteando una distancia de 1m con sus pies, sin contactar con otra estructura puesta a tierra [3]. En
la figura 3.2.3.2.1 se pueden observar a dos individuos, uno sometido tensión de paso, y el otro a tensión de paso. Los máximos voltajes de cualquier circuito accidental no deben sobrepasar los límites abajo establecidos. Para tensiones de toque (Et) y Paso (Es): Et max = (Rb + R 2 fp ) * Ib
(4)
Es max = (Rb + R 2 fs ) * Ib
(5)
Donde Etmax y Esmax son las tensiones de toque y paso máximas permitidas, Rb es resistencia del cuerpo Humano, R2fs y R2fp indican el valor de la resistencia de dos piernas en serie, y dos piernas en paralelo respectivamente, y el valor Ib es la corriente rms a través del cuerpo. Las tensiones de toque y paso deben ser menores a estos valores máximos de toque (Etmax) y paso (Esmax).
Figura 3.2.3.2.1 – Tensiones de Toque y Paso [3]
3.3.- RESISTENCIA A TIERRA
3.3.1.- Generalidades La resistencia a tierra de un electrodo esta compuesta de: resistencia del electrodo mismo (metal), resistencia de contacto entre el electrodo y el suelo y la resistencia del suelo. Las primeras dos resistencias son o pueden hacerse pequeñas con respecto a la tercera, y se puede despreciar para propósitos prácticos.
3.3.2.- Valores aceptados recomendados Los sistemas de puesta a tierra no pueden operar satisfactoriamente, si la conexión a tierra no es la adecuada para ese sistema en particular. La conexión a tierra o el sistema de electrodos, necesita tener una resistencia lo suficientemente baja para permitir la pronta operación de los dispositivos de protección del circuito ante una eventual falla a tierra, para proveer la seguridad requerida ante la posibilidad de shock eléctrico para el personal que pueda estar en la vecindad de carcasas de equipos, conductores, o los mimos electrodos, y para limitar las sobretensiones transitorias. El desarrollo de electrodos de tierra de baja resistencia es de importancia primordial para satisfacer estas metas. Lógicamente, mientras más baja sea la resistencia del SPT, mejor se cumplirán estos requerimientos. Sistemas de puesta a tierra con resistencias de menos de 1Ω pueden ser conseguidas con el uso de eléctrodos individuales conectados juntos, tales tipos de resistencias, sólo son requeridas para grandes subestaciones, líneas de transmisión, o Centrales de generación. Resistencias en
el rango de 1Ω – 5Ω son adecuadas para Subestaciones de plantas industriales y edificios, y grandes instalaciones comerciales [4].
3.3.3.- Resistividad del suelo La resistividad de los suelos varía con la profundidad, el tipo y concentración de químicos en el suelo, la humedad contenida y la temperatura del suelo. En la tabla I se dan valores representativos de la resistividad para distintos tipos de suelo.
Tabla I - Resistividad de suelos [4] Descripcion del suelo Grava bien nivelada, mezcla arena-grava, poco o nada finas. Grava mal nivelada, mezcla arena-grava, poco o nada finas. Grava o roca arcillosa, grava mal nivelada, mezcla grava-arcilla. Arenas cienagosas, mezcla arena-cieno mal nivelada. Arena arcillosa, mezcla arena-arcilla mal nivelada. Arenas finas cienagosas o arcillosas con poca plasticidad. Suelos cienagosos o arenosos finos, cieno elastico. Arcillas con grava, arcillas arenosas, arcillas cienagosas, arcillas magras. Arcillas inorganiccas de alta plasticidad.
Resistividad Promedio (Omh*cm) 60.000 - 100.000 100.000 - 250.000 20.000 - 40.000 10.000 - 50.000 5.000 - 20.000 3.000 - 8.000 8.000 - 30.000 2.500 - 6.000 1.000 - 5.500
3.3.4.- Electrodos de tierra
3.3.4.1.- Generalidades: Básicamente, todos los electrodos de tierra pueden ser divididos en dos grupos. El primer grupo, también llamados electrodos auxiliares, comprende sistemas de tuberías metálicas bajo tierra, bases metálicas de la estructura de edificios, cimientos de acero, y otras estructuras metálicas enterradas instaladas para propósitos distintos a la puesta a tierra. El segundo grupo, denominados también electrodos primarios comprende electrodos específicamente diseñados para propósitos de puesta tierra. Los Electrodos hechos con fines de puesta a tierra pueden ser subdivididos en varillas, barras de acero reforzado bajo concreto, tiras o cables enterrados, mallas, platos enterrados. El tipo de electrodo seleccionado dependerá del tipo de suelo y de la profundidad disponible. Las mallas son frecuentemente usadas en subestaciones y centrales de generación, para proveer áreas equipotenciales a través de toda la central en lugares donde el riesgo a la vida y a la propiedad justifique su alto costo. Los platos enterrados no son usados muy extensamente, por su alto costo en comparación con las varillas o tiras, y por su poca eficiencia cuando son usados en pequeños números.
3.3.4.2.- Electrodos naturales: La estructura de metal de un edificio es normalmente sujetada por largo pernos o varillas a sus fundaciones de concreto. Estos anclajes sirven como electrodos, mientras que la estructura de metal del edificio actúa como conductor de tierra. Para pequeños sistemas de distribución, donde las corrientes a tierra son
relativamente de baja magnitud, se prefiere usar este tipo de electrodos, por razones económicas [4].
3.3.4.3.- Tamaño de las varillas: Las varillas de tierra son generalmente fabricadas en diámetros de 9,53mm, 12,7mm, 15,88mm, 19,05mm, y 25,4mm (3/8in, 1/2in, 5/8in, 3/4in y 1in) y de longitudes entre 1,5mm – 12,2mm (5ft – 40ft) [4], estas medidas vienen dadas por estándares americanos, por lo tanto, en Venezuela esto puede diferir un poco. El efecto del diámetro de la varilla sobre la resistencia de la conexión a tierra es pequeño, la rigidez mecánica requerida para enterrarla en el terreno es principalmente lo que determina el diámetro de la varilla. Para condiciones de suelos ordinarios, las varillas de longitud de 3m han sido establecidas como una longitud mínima estándar.
3.4.- PUESTA A TIERRA DE EQUIPOS
3.4.1.- Generalidades La función de la puesta tierra de equipos varios consiste simplemente en proveer una conexión entre las partes metálicas no eléctricas de los distintos aparatos que están conectados al sistema eléctrico y el SPT. En muchos casos, donde los caminos eléctricos de metal o la armadura de los cables sirven como conductor de tierra del circuito, la conexión de la carcasa de los equipos consiste simplemente en una buena conexión mecánica entre el camino o armadura de metal y la caja o lados o techos de metal del aparato.
Es apropiada la conexión a partes adyacentes de la estructura de metal del edificio en el caso de equipos fijos, como transformadores, generadores, etc. Las partes metálicas descubiertas de equipos fijos, no destinadas a transportar corriente y que tengan probabilidades de entrar en contacto con partes activas bajo tensión en condiciones anormales, serán puestas a tierra cuando exista cualquiera de las siguientes condiciones [1]: •
Cuando estén dentro de una distancia de 2,40m verticalmente o de 1,50m
horizontalmente de la tierra o de objetos metálicos puestos a tierra y expuestos a contacto de personas. •
Cuando estén instalados en lugares mojados o húmedos y no estén aislados.
•
Cuando estén en contacto eléctrico con metales.
•
Cuando los equipos estén alimentados por cables con cubiertas o armaduras
metálicas, o canalizaciones metálicas u otros métodos de cableado que proveen puesta a tierra de equipos. •
Cuando el equipo funciona con cualquiera de sus terminales a más de 150 V a
tierra.
3.4.2.- Puesta a tierra en subestaciones Para cada uno de los circuitos primarios que entra a una subestación, debe existir un conductor de tierra. Todos los conductores de tierra de los circuitos secundarios deben tener un punto de unión en común cerca del transformador. A este punto común
son conectados los conductores puestos a tierra, la carcasa del transformador, y cualquier parte de metal de la estructura o sistema de tuberías si está disponible [4]. El SPT de una subestación debe estar formado por una malla de conductores enterrados horizontalmente, complementado por un número de varillas de tierra verticales conectadas a la malla. La puesta a tierra en subestaciones está directamente vinculada a la capacidad de la misma, y a los niveles de tensiones de toque y paso que se puedan generar en la misma. Si la magnitud de las corrientes disipadas a tierra es alta, raramente es posible instalar una malla con resistencia tan baja como para asegurar que las subidas en el potencial de tierra no generen gradientes en la superficie inseguros para el contacto humano, por lo que es indispensable también enterrar algunas varillas. Por ello en subestaciones el arreglo combinado de malla y varillas de tierra es la opción más recomendada. En algunos casos pueden hacerse excepciones, y sólo enterrar una varilla de tierra en la subestación, cuando la corriente que puede circular por tierra es mucho menor a la que circula por el conductor de retorno de las corrientes de falla, y si las tensiones de toque y paso generadas en dicha subestación, no superan las máximas permitidas. Otro aspecto importante es colocar a tierra los elementos no energizados que pudiesen estar cerca de equipos energizados, esto con la finalidad de evitar que se produzcan tensiones de toque.
3.4.3.- Mallas de tierra Para el diseño de mallas de tierra existen varios aspectos a considerar, los siguientes puntos pueden servir como guía para a la hora de elaborar un sistema de malla de tierra [3]: •
Un conductor de lazo continuo debe circundar el perímetro para encerrar tanta
área como sea posible o práctico. Esto ayuda a evitar concentración de altas corrientes, y por lo tanto altos gradientes en el área de la malla. Encerrar áreas más grandes reduce la resistencia de la malla de tierra. •
Dentro del lazo, se deben tender conductores en líneas paralelas y, donde sea
práctico, a lo largo de las estructuras o filas de equipos para proveer caminos cortos a tierra. •
Un sistema típico de malla para subestaciones puede incluir conductores de cobre
calibre 4/0 enterrados de 0,5m a 1,3m, espaciados entre 3m y 7m en forma de malla (cuadrícula). En los cruces, los conductores deben ser interconectados. Varillas de tierra pueden estar en las esquinas de la malla y en cada punto de juntura secundario a lo largo del perímetro. Varillas de tierra deben ser instaladas también en los equipos mayores. •
Conductores de tierra, deben ser usados donde puedan ocurrir altas
concentraciones de corriente, como en conexiones neutro-tierra de generadores, banco de capacitores, o transformadores. •
La relación entre los lados de la malla usualmente va desde 1:1 hasta 1:3.
Normalmente, las interconexiones en los cruces tienen un efecto relativamente
pequeño en bajar la resistencia de la malla, su principal función es asegurar un adecuado control en el potencial de la superficie. Estas interconexiones también se usan para proporcionar múltiples pasos para la corriente de falla, minimizando las caídas de voltaje en la misma malla y proveyendo de cierta medida de redundancia en el caso de falla de algún conductor.
Figura 3.4.3.1.- Malla de tierra
3.4.4.- Materiales de construcción
3.4.4.1.- Materiales empleados: Cada elemento de un SPT, incluyendo los conductores de las mallas, juntas y todos los electrodos primarios, debe ser diseñado para cumplir con las expectativas de vida, por lo tanto, deben: tener suficiente conductividad para no contribuir significativamente a las diferencias de voltaje local; resistir a la fusión y al deterioro mecánico bajo las condiciones más adversas de magnitud y duración de
corrientes de falla que se puedan presentar; ser mecánicamente confiable y resistente a altas temperaturas, especialmente en lugares expuestos a corrosión o abuso físico. El cobre es el material más usado para la puesta a tierra. Los conductores de cobre, además de su alta conductividad tienen la ventaja de ser resistente a la corrosión bajo el suelo. El acero recubierto de cobre también es usado para varillas de tierra y en algunos casos para mallas de tierra el aluminio. En la tabla II se muestran las características de los conductores desnudos de cobre.
Tabla II - Características de conductores desnudos de cobre [2] Calibre del conductor AWG/MCM 12 10 8 6 4 2 1 1/0 2/0 3/0 4/0 250 300 350 500 750 1000
Número de Hilos 7 7 7 7 7 7 19 19 19 19 19 37 37 37 37 61 61
Diametro de conductor (mm) 2,32 2,95 3,71 4,67 5,89 7,42 8,43 9,45 10,60 11,90 13,40 14,60 16,00 17,30 20,70 25,40 29,30
Sección del conductor (mm2) 3,3020 5,2590 8,3720 13,2770 21,1484 33,6500 42,5700 53,4180 67,4480 85,0970 107,1800 126,6930 151,8610 177,1470 252,7210 380,7250 506,3540
Resistencia (Ohm/km) 5,3500 3,4090 2,1440 1,3480 0,8481 0,5331 0,4230 0,3354 0,2660 0,2110 0,1673 0,1416 0,1180 0,0910 0,0710 0,0462 0,0354
3.4.4.2.- Calibre de los conductores: el calibre mínimo de los conductores a emplear para la puesta a tierra de los equipos y para la conexión con los electrodos de tierra, vienen
establecidos en la tabla III [1], es importante destacar que estas especificaciones son para tensiones menores a 1000V.
Tabla III – Calibre del conductor de puesta a tierra [1] Calibre del mayor conductor de entrada a la acometida o calibre equivalente de conductores paralelos
Calibre del conductor al electrodo de
Aluminio o Aluminio
Aluminio o Aluminio recubierto de cobre
Cobre
puesta a tierra Cobre
recubierto de cobre 2o< 1 o 1/0 2/0 o 3/0 de 3/0 a 350MCM de 350MCM a 600MCM de 600MCM a 1100MCM > de 1100MCM
1/0 o < 2/0 o 3/0 4/0 o 250MCM de 250MCM a 500MCM de 500MCM a 900MCM de 900MCM a 1750MCM > de 1750MCM
8 6 4 2 1/0 2/0 3/0
6 4 2 1/0 3/0 4/0 250MCM
CAPÍTULO 4: PROTECCIÓN CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS
4.1.- ASPECTOS BÁSICOS DE LOS SPDA
4.1.1- Generalidades Un sistema de protección contra descargas atmosféricas (SPDA) consiste en todos aquellos dispositivos que ayudan a minimizar los efectos producidos por la incidencia de una descarga atmosférica en determinada estructura. Puede ser dividido en sistema externo de protección y sistema interno de protección. En el presente trabajo se abarcará lo referente al sistema externo, por lo que a continuación cuando se haga referencia a los sistemas
de
protección
contra
descargas
atmosféricas,
se
estará
hablando
específicamente del sistema externo de protección. Ahora bien, los SPDA están compuestos principalmente por las siguientes tres partes básicas: un sistema de dispositivos terminales de atracción (DTA) sobre los techos, o sobre cualquier otro lugar de la estructura, preferiblemente las partes más altas de la misma; un sistema de terminales de tierra, ubicados adecuadamente; y un sistema de conductores que conectan los DTA y los terminales de tierra. Si están adecuadamente ubicados e instalados, estos componentes básicos elevan la posibilidad de que la descarga atmosférica sea conducida inofensivamente entre los DTA y los terminales de tierra.
4.1.2.- Objetivos de los SPDA El objetivo principal en la protección de personas y propiedades contra descargas atmosférica es proveer un medio por el cual la descarga atmosférica pueda llegar o abandonar la estructura a tierra sin ocasionar daños ni pérdidas. Para ello, el sistema debe ser diseñado para proveer un camino de baja impedancia para que la corriente de la descarga lo siga, en preferencia a un camino de alta impedancia provisto por los materiales de construcción del edifico, como madera, piedra, concreto, etc.
4.2.- GUIA DE EVALUACION DE RIESGOS
4.2.1.- Generalidades El cálculo del índice de riego de una estructura es muy importante a la hora de tomar una decisión al respecto del SPDA, puesto que de esta forma se determina la importancia de la aplicación del mismo, dependiendo de los resultados de este estudio se puede determinar cuáles parámetros (distancia de los DTA, altura de los DTA, número de conductores bajantes, entre otros) se pueden variar a la hora de la construcción del SPDA. A la hora de instalar una SPDA también deben tomarse en cuenta no sólo los factores técnicos, sino también factores personales y económicos los cuales pueden ser determinantes.
4.2.2- Cálculo del índice de riesgo Los valores del índice de riego R, están dados en la tabla IV. Este índice es obtenido dividiendo los valores obtenidos en las tablas desde la V hasta la IX, entre el valor del índice de frecuencia de descargas atmosféricas que indique la tabla X, esta última tabla debe apoyarse en un mapa isoceráunico de la zona. Según el índice de riesgo R podemos variar la distancia a la cual se colocan los terminales de atracción, mientras mayor sea el índice de riesgo, más cercanas unas de otras deberán ser ubicadas, mientras que si hablamos de índices de riesgo ligeros están puedes ser espaciadas un poco más, pero siempre respetando los máximos establecidos (ver sección 4.3.2). Ahora bien, el índice de riesgo puede calcularse de la siguiente forma [5]:
R=
A+ B+C + D+ E F
(6)
Donde los valores de A, B, C, D, E, F, son los obtenidos de las respectivas tablas.
Tabla IV - Factor de Riesgo (R) Valor de R 0-2 2. - 3 3. - 4 4. - 7 Mas de 7
Tipo de Riesgo Ligero Ligero Moderado Moderado Moderado a Severo Severo
Tabla V - Índice A: Tipo de Estructura Estructura
Indice
Residencia unifamiliar de menos de 465 m2 Residencia unifamiliar de más de 465 m2 Edificio residencial, de oficinas o fábrica, de menos de 15 m de alto: Cubriendo menos de 2323 m2 de área de piso Cubriendo más de 2323 m2 de área de piso Edificio residencial, de oficinas o fábrica, de entre 15 m y 23 m de alto Edificio residencial, de oficinas o fábrica, de entre 23 m y 46 m de alto Edificio residencial, de oficinas o fábrica, de más de 46 m de alto Edificio de servicios municipales, bomberos, policia, agua, cloacas, etc Hangares Centrales generadoras de energía, centrales telefónicas Torres de agua y torres de enfriamiento Librerias, museos, estructuras históricas Edificios de granja Campos de golf y otros campos recreacionales Lugares de reunion pública como escuelas, iglesias, teatros, estadios Estructuras delgadas como chimeneas, campanarios de iglesias, torres de control, faros, etc Hospitales, casas de reposo, ancianatos, centros de discapacitados Edificios para la manufactura, manejo o almacenaje de materiales peligrosos
1 2 3 5 4 5 8 7 7 8 8 8 9 9 9 10 10 10
Tabla VI - Índice B: Tipo de Construcción Armazón de la Estructura
Tipo de Techo
Madera Compuesto No metálico (Otra diferente a la madera) Metal - no continuo Metal - electricamente contiuo Madera Compuesto Madera Metal - no continuo Metal - electricamente contiuo Madera Compuesto Concreto Reforzado Metal - no continuo Metal - electricamente contiuo Madera Compuesto Acero Estructural Metal - no continuo Metal - electricamente contiuo
Indice 5 3 4 1 5 3 4 2 5 3 4 1 4 3 3 1
Tabla VII - Índice C: Ubicación Relativa Ubicación
Indice
Estructuras en áreas de altas estructuras: Estructuras Pequeñas - Cubriendo un área de piso de menos de 929 m2 Estructuras Grandes - Cubriendo un área de piso de más de 929 m2 Estructuras en áreas de estructuras bajas: Estructuras Pequeñas - Cubriendo un área de piso de menos de 929 m2 Estructuras Grandes - Cubriendo un área de piso de más de 929 m2 Estructuras que se extienden hasta 15,2 m por encima de la estructura adjacente o el terreno Estructuras que se extienden más de 15,2 m por encima de la estructura adjacente o el terreno
Tabla VIII - Índice D: Topografía Ubicación Sobre terrenos planos Sobre laderas Sobre cimas de colinas Sobre cumbres se montañas
Indice 1 2 4 5
Tabla IX - Índice E: Ocupación y Contenido Ocupación y Contenido
Indice
Materiales no combstibles - no ocupado Muebles y accesorios residenciales Muebles o equipos ordinarios Ganado Pequeña reunión de personas - menos de 50 Materiales combustibles Gran reunión de personas - más de 50 Materiales o equipos de gran valor Servicios escenciales - policia, bomberos, etc Personas fijas o pernoctando Liquidos o gases inflamables - gasolina, hidrogeno, etc Equipos de operación crítica Contenido histórico Explosivos e ingredientes explosivos
1 2 2 3 4 5 6 7 8 8 8 9 10 10
1 2 4 5 7 10
Tabla X - Índice F: Frecuencia de Descargas Atmosféricas Nivel Isoceráunico
Indice
0-5 6. - 10 11. - 20 21 - 30 31 - 40 41 - 50 51 - 60 61 - 70 Sobre 70
9 8 7 6 5 4 3 2 1
4.3.- COMPONENTES DE UN SPDA
4.3.1.- Materiales empleados Los sistemas de protección tienen que ser hechos de materiales que sean resistentes a la corrosión o aceptablemente protegidos contra la corrosión. Los materiales que se pueden utilizar son: Cobre, Aleaciones de Cobre y Aluminio. Deben tomarse las precauciones necesarias para proteger a los componentes de un SPDA de cualquier posible deterioro. Se debe tener en cuenta que los materiales de cobre usados en un SPDA, no deben ser instalados sobre techos de aluminio, lados o cualquier otra superficie de aluminio. De igual manera, materiales de aluminio que forman parte de un SPDA, no deben ser instalados sobre superficies de cobre. Los edificios que no excedan los 23m, deben ser protegidas por materiales clase I, tal como se muestra en la tabla XI; los edificios que excedan los 23m, deben ser protegidas por materiales clase II, tal como se muestra en la tabla XII [5].
Tabla XI - Mínimos Requerimientos para Materiales Clase I [5] Cobre Tipo de Conductor
Standard
Aluminio Metrico
Standard
Metrico
Terminal Aéreo Solido
Diametro
3/8 in
9,5 mm
1/2 in
12,7 mm
Terminal Aérero Tubular
Diametro Wall Thickness
5/8 in 0,033 in
15,9 mm 0,8 mm
5/8 in 0,064 in
15,9 mm 1,6 mm
Conductor Bajante, Cable
Calibre por hilo Peso por longitud Seccion Transversal
17 AWG 187 lb/1000 ft 278 g/m 29 mm2 57.400 CM
98.600 CM
141 g/m 50 mm2
Thickness Width
0,051 in 1 in
0,064 in 1 in
1.63 mm 25,4 mm
Conductor Bajante, Solido desnudo
1,30 mm 25,4 mm
Conductor Bonding, Cable Calibre por hilo (Solido o Trenzado) Seccion Transversal
17 AWG 26.240 CM
Conductor Bajante, Solido desnudo
0,051 in 1/2 in
Thickness Width
14 AWG 95 lb/1000 ft
14 AWG 41.100 CM 1,30 mm 12,7 mm
0,064 in 1/2 in
1.63 mm 12,7 mm
Tabla XII - Mínimos Requerimientos para Materiales Clase II [5] Cobre Tipo de Conductor
Standard
Aluminio Metrico
Terminal Aéreo Solido
Diametro
1/2 in
Conductor Bajante, Cable
Calibre por hilo Peso por longitud
15 AWG 375 lb/1000 ft 558 g/ m
Seccion Transversal
115.000 CM
Conductor Bonding, Cable Calibre por hilo (Solido o Trenzado) Seccion Transversal
17 AWG 26.240 CM
Conductor Bajante, Solido desnudo
0,051 in 1/2 in
Thickness Width
12,7 mm
58 mm2
Standard 5/8 in
Metrico 15,9 mm
13 AWG 190 lb/1000 ft 283 g/m 192.000 CM
97 mm2
14 AWG 41.100 CM 1,30 mm 12,7 mm
0,064 in 1/2 in
1,63 mm 12,7 mm
4.3.2.- Dispositivos terminales de atracción
4.3.2.1.- Generalidades: Un dispositivo terminal de atracción (DTA) es un componente del sistema de protección contra descargas atmosféricas que se usa para interceptar descargas atmosféricas y conectarlas para pasar a tierra. Dispositivos terminales de atracción incluyen terminales aéreos, mástiles de metal, partes permanentes de metal de una estructura y conductores aéreos instalados en un sistema de protección contra descargas atmosféricas. Los DTA deben ser provistos para todas las partes de una estructura que estén en riesgo de ser dañadas por una descarga atmosférica directa. Partes de metal de una estructura que esté expuesta a descargas atmosféricas directas y que el espesor del metal sea de 4,8mm o mayor, sólo requieren una conexión con alguno de los componente del SPDA o SPT, esta conexión debe proveer como mínimo dos caminos a tierra. Las partes de una estructura que estén dentro de una zona de protección, no requieren DTA. Dentro de los DTA, se encuentran los terminales aéreos o puntas franklin, los cuales son DTA que están típicamente formados por un tubo o varilla sólida. La punta de un terminal aéreo no debe tener menos de 254mm por encima del objeto o superficie a proteger. Los terminales aéreos que excedan los 600mm deben ser soportados en un punto no menor a la mitad de su altura [5]. La ubicación e instalación de los DTA depende del tipo de techo en el cual se instalarán. Ahora bien, se definen como techos inclinados aquellos que tienen una envergadura de 12m o menos, y una pendiente de 1/8 o más; y techos que tengan una
envergadura de más de 12m y una pendiente de 1/4 o más. El resto de los techos se consideran planos o de suave inclinación [5]. Los DTA deben ser colocados a intervalos que no excedan los 6m, pero si estos tienen una altura de más de 600mm sobre el objeto o área a proteger, pueden ser colocados a intervalos que no excedan los 7,6m [5], dependiendo del índice de riesgo.
4.3.2.2.- Techos inclinados: Los DTA deben ser colocados a 0,6m del borde en techos inclinados, con un espaciamiento entre ellos de máximo 6m o 7,6m dependiendo de su altura (ver figura 4.3.2.2.1) [5].
Figura 4.3.2.2.1 – Terminales aéreos en techos inclinados [5]
4.3.2.3.- Techos planos o de suave inclinación: En techos planos o de suave inclinación los DTA se deben ubicar en los bordes. Los techos que exceden los 15m de ancho o largo deben tener DTA adicionales localizados a intervalos que no excedan los 15m, en las áreas planas o de suave inclinación (ver figura 4.3.2.3.1) [5].
Figura 4.3.2.3.1 – Terminales aéreos en techos planos [5]
4.3.2.4.- Techos abovedados o redondeados: Los DTA deben ser localizados de tal forma que ninguna porción de la estructura esté localizada fuera de la zona de protección, basados en una distancia de descarga de 45m [5].
4.3.3.- Terminales de tierra Un terminal de tierra es una porción de un sistema de protección contra descargas atmosféricas, como una varilla de tierra, plato de tierra o conductor de tierra, que esta instalado con el propósito de proveer contacto eléctrico con la tierra. Cada conductor de bajada debe terminar en un terminal de tierra. Las varillas de tierra deben tener un diámetro no menor a 12,7mm (1/2in) y 2,4m (8ft) de largo, deben ser revestidas de cobre, de cobre sólido, acero galvanizado o acero inoxidable y deben estar libres de pintura o de cualquier otra cubierta no conductora. Los electrodos empotrados en concreto, solo deben ser usados en nuevas construcciones. Estos deben estar localizados cerca de la parte más baja de la fundación de concreto que está en contacto directo con la tierra y debe estar cubierta por lo menos por 50,8mm de concreto.
4.3.4.- Conductores
4.3.4.1.- Generalidades: Los conductores en los SPDA son usados para llevar la corriente de la descarga atmosférica desde el dispositivo terminal de atracción hasta el terminal de tierra, también se usan para equipotencializar un cuerpo metálico puesto a tierra y el SPDA y en general con el SPT.
4.3.4.2.- Conductores en techos: Los conductores en techo deben ser llevados a lo largo de los bordes superiores de los techos, alrededor del perímetro para techos planos,
detrás o encima de parapetos, y a través de las áreas planas o de suave inclinación de los techos, interconectando todos los DTA.
4.3.4.3.- Conductores bajantes: Los conductores de bajada deben estar tan separados como sea posible. Su localización depende de: la ubicación de los DTA, el curso más directo del conductor, las condiciones del terreno, seguridad contra desplazamiento, localización de cuerpos metálicos grandes y la localización de sistemas subterráneos de tuberías metálicas. Se deben utilizar al menos dos conductores de bajada para cualquier tipo de estructura. Estructuras que superen los 76m en perímetro, deben tener un conductor de bajada por cada 30m de perímetro o fracción del mismo.
4.4.- ASPECTOS BÁSICOS EN LA CONSTRUCCIÓN DE UN SPDA
4.4.1.- Equipontencialidad El SPT de una estructura debe ser conectado al SPDA a una distancia máxima de 3,6m desde la base de la estructura. Para estructuras que exceden los 18m de alto, la interconexión de los terminales de tierra del SPDA y otro medio puesto a tierra, debe ser en la forma de conductor de lazo. También se deben interconectar los conductores bajantes del SPDA y cualquier otro componente puesto a tierra en el nivel intermedio entre el techo y la base del
edificio, esto se hace para reducir significativamente las diferencias de potencial creadas por las corrientes de una descarga atmosférica.
4.4.2.- Estructuras con Armazón de Acero Las estructuras de acero pueden ser utilizadas como conductor principal del SPDA si son eléctricamente continuas. Los DTA deben ser conectados a la estructura de acero mediante una conexión directa, usando conductores individuales llevados a través del techo o por las paredes hasta la estructura de acero, o usando un conductor exterior que interconecte todos los DTA y este sea conectado a la estructura de acero. Cuando se use un conductor exterior, este debe conectarse a la estructura de acero, a intervalos no mayores a 30m. Los terminales de tierra deben ser conectados a cada una de las columnas del perímetro de la estructura a intervalos de no más de 18 m. Las conexiones deben ser hechas cerca de la base de la columna.
4.4.3.- Estructuras misceláneas y para fines especiales Consideraremos como estructuras misceláneas y parafines especiales, estructuras como por ejemplo mástiles, capiteles, astas, torres y tanques metálicos. Las estructuras cuyas paredes posean un espesor menor a 4,8mm o tengan un diámetro inferior a este requieren un DTA, conductor de bajada y terminal de tierra. Por otra parte, torres y tanques metálicos que son construidas para recibir descargas atmosféricas sin dañarse, solo requieren conexión con los terminales de tierra.
Los materiales empleados en este tipo de estructura se eligen de acuerdo a las consideraciones hechas anteriormente, según las tablas XI y XII.
4.4.4.- Chimeneas y respiraderos
4.4.4.1.- Generalidades: Los DTA son requeridos para todas las chimeneas y respiraderos que no estén localizados dentro de una zona de protección. Para la protección de chimeneas podemos clasificar a estas dentro de dos grupos, las chimeneas de tipo pesado, y las que no son de tipo pesado. Una chimenea o respiradero debe ser clasificada como de tipo pesado, si la sección transversal del conducto es mayor a 0,3m2 P
P
y su altura es mayor a 23m [5].
4.4.4.2.- Chimeneas de tipo no pesado: Las chimeneas que no son de tipo pesado pueden ser tratadas como estructuras misceláneas por lo que todas las consideraciones hechas a ese respecto son válidas. Chimeneas o respiraderos de metal, cuyas paredes tengan un espesor de más de 4,8mm sólo necesitan una conexión al SPT. Esta conexión debe hacerse con un conductor del mismo calibre que el conductor principal y debe proveer por lo menos dos caminos a tierra como es requerido para los DTA.
4.4.4.3.- Chimeneas de tipo pesado: Los materiales utilizados para proteger este tipo de estructuras deben ser de clase II, como se muestra en la tabla V. Materiales de cobre y bronce utilizados en los 7,6m superiores de la chimenea deben tener una cubierta
continua de plomo, de un espesor mínimo de 1,6mm para resistir la corrosión de los gases que fluyen (si fuese el caso). Los DTA deben estar hechos de cobre o acero inoxidable. Ellos deben estar ubicados uniformemente alrededor del tope en chimeneas cilíndricas a intervalos que no exceden los 2,4m. En chimeneas cuadradas o rectangulares, los DTA deben ser colocados a no más de 600mm de las esquinas y estar espaciadas no más de 2,4m. La altura de los terminales aéreos sobre las chimeneas no deben ser menores a 460mm, ni mayores a 760mm. Deben ser de por lo menos 15mm (5/8in) de diámetro sin incluir la protección contra corrosión. Los terminales aéreos que son montados sobre la parte superior no se deben extender más de 460mm del tope de la chimenea. No debe haber menos de dos conductores de bajada, estos deben ser interconectados dentro de los primeros 3,6m desde la base por un lazo conductor. También deben estar conectados por lazos conductores a intervalos que no superen los 67m.
Los conductores deben ser de cobre. Los sujetadores deben ser deben estar
firmemente anclados a la chimenea. Los conductores verticales deben ser asegurados a intervalos que no excedan los 1,2 m y los conductores horizontales a intervalos no mayores a 0,6 m. Chimeneas tipo pesado de metal, en las que el espesor del metal sea de 4,8mm o más, no requieren terminales aéreos o conductores de bajada, ellos deben ser puestos a tierra mediante al menos dos terminales de tierra colocados en lados opuestos de la chimenea. Si la chimenea está adjunta a un edificio debe ser conectada al SPDA del edificio.
CAPÍTULO 5: RESULTADOS DEL ESTUDIO DEL SPT Y EL SPDA
5.1.- SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
5.1.1.- Descripción del sistema eléctrico de media tensión Cervecería Polar C.A. recibe la energía de la Electricidad de Caracas (EDC) desde la subestación Don Bosco ubicada en Los Ruíces, en una tensión de 12,47kV mediante tres circuitos, de los cuales dos de ellos son los que transportan normalmente la energía, y el tercero ejerce la función de circuito de emergencia, por lo que puede suplir a cualquiera de los otros dos en caso de alguna eventualidad. Los circuitos provenientes de la EDC llegan a la sala de alimentación (dentro de las instalaciones de la planta), desde la cual salen dos conductores por fase, para cada uno de los dos transformadores de 7,5MVA encargados de reducir la tensión de 12,47kV a 4,8kV. Desde el lado de baja de los transformadores salen cuatro conductores por fases, los cuales van hacia la sala de alta tensión, donde se conectan a una barra colectora, la cual es denominada “Barra EDC”. Por otro lado, Cervecería Polar C.A. también posee generación interna, a través de un turbo generador a vapor de 3750kVA, y tres diesel, uno de 2500kW y los otros dos de 1060kVA. Cabe destacar que los únicos que son utilizados son el turbo generador y el diesel de 2500kW, debido a que los otros dos generadores diesel se encuentran fuera de servicio. Los cables de la alimentación suministrada por estos generadores también se llevan hasta la sala de alta tensión, donde son conectados a otra barra colectora, también
en 4,8kV, denominada “Barra Polar”. Cada una de las barras colectoras (EDC y Polar) se encuentran dividida en dos e interconectadas a través de un interruptor de unión de barras. En la denominada sala de alta tensión se encuentran dos grupos de celdas llamadas ALA y ALB, en cada una de de estas celdas se encuentra una parte de la Barra EDC y una parte de la Barra Polar. Desde estas barras salen las alimentaciones para las distintas subestaciones y motores que forman la red de 4,8kV de Cervecería Polar C.A. Cada subestación y motor en este nivel de tensión está conectado a ambas barras (EDC y Polar) mediante interruptores, uno abierto y el otro cerrado, para que de esta forma pueda fluir potencia desde cualquiera de las barras, según se considere necesario. En el nivel de 4,8kV se encuentran 11 motores que sirven a 6 compresores de amoniaco (NH3) y 5 compresores de aire. También se encuentran en este nivel de tensión las subestaciones de los distintos servicios y áreas de la planta, en total son 17 subestaciones, llamando así al conjunto: transformador, tablero de alta tensión, tablero principal de baja tensión, y tablero de distribución de baja tensión. Acerca de la conexión de los transformadores, se tiene que los transformadores principales tienen una conexión Y-Y, mientras que todos los transformadores de las subestaciones en el nivel de 4,8kV están conectados en ∆-Y (∆ del lado de alta y Y del lado de baja). En algunos casos varias subestaciones se encuentran dentro de una misma habitación, debido a esto, se pueden agrupar de la siguiente forma:
•
Subestación condensadores evaporativos y subestación calderas.
•
Subestación sala de máquinas: subestación sala de máquinas 1, subestación sala
de máquinas 2 y subestación sala de máquinas 3.
•
Subestación secadora de nepe.
•
Subestación cocimiento: subestación cocimiento 1 y subestación cocimiento 2.
•
Subestación edificio administrativo.
•
Subestación envasado: subestación alumbrado, subestación sala de llena 1 y
subestación sala de llena 2.
•
Subestación tratamiento de agua.
•
Subestación California sur.
•
Subestación planta piloto.
•
Subestación principal: subestación principal 1 y subestación principal 2. Derivados de cada una de estas subestaciones se encuentran los servicios de baja
tensión, de las respectivas áreas de la planta, los cuales opera a niveles de tensión de 230V, 460V y 480V. Cabe también destacar que existe una parte de la planta denominada PTAR, la cual recibe alimentación directa de la EDC.
5.1.2.- Descripción del SPT de media tensión Para comenzar se hará una descripción general del SPT de la planta, para luego ir entrando en el detalle de cada una de las subestaciones y motores que comprenden el sistema eléctrico de media tensión de Polar los Cortijos. Es importante mencionar que todos los conductores usados con fines de puesta a tierra en la planta, son de calibre 4/0.
En general, el SPT del sistema de media tensión de la planta Polar los Cortijos esta compuesto por diferentes sistemas de puesta a tierra totalmente aislados entre si. Cada subestación tiene una puesta a tierra particular, incluso, en ocasiones se da el caso en el que las distintas subestaciones dentro de una misma sala o habitación se encuentran aisladas (respecto a la puesta a tierra) unas de otras. Todos los transformadores de cada una de las subestaciones, excepto los principales, se encuentran contenidos en celdas metálicas; en algunos casos puede observase que el chasis del transformador se encuentra conectado a esta celda, pero en otros casos esta conexión está ausente. Otra observación es la conexión del neutro y el chasis del transformador, en algunos casos se encuentran conectados entre si dentro de la misma celda donde se conecta el transformador y en otros la conexión se realiza en los tableros de baja tensión. Respecto a las tomas y conductores de tierra, en el sótano de la sala de alta tensión, existen cuatro puntos de tierra (barras donde llegan varios conductores de tierra), estos están interconectados entre sí por un conductor subterráneo formando una toma de tierra, que está formada por entre 6 y 8 varillas de tierra distribuidas por toda la habitación (dato obtenido de la consulta con algunos técnicos de la planta). En este mismo sótano puede observarse que cada grupo de celdas (ALA y ALB) tiene una barra de tierra asociada, y cada una de estas barras está conectada a uno de los puntos de tierra ubicados en el sótano. Desde uno de los puntos de tierra ubicado en el sótano de alta tensión, se observa un conductor de tierra que va hacia el túnel de alta tensión (túnel por el cual se lleva la
alimentación para distan áreas de la planta). Durante el recorrido del conductor de tierra, se pueden observar las derivaciones de los conductores de tierra que vienen desde los generadores de la planta. Este conductor termina en otra toma de tierra ubicada debajo de la sala de máquinas, a esta toma también llegan los conductores de tierra que vienen de las celdas de los arrancadores de los motores, cada arrancador tiene su propia barra de tierra (excepto los arrancadores de los compresores de NH3 13 y 14, que tienen una en común). Aparte de estas dos tomas de tierra (sala de alta y sala de máquinas) existen otras, las cuales sirven a algunas subestaciones en particular. En resumen, dentro de la planta Cervecería Polar C.A. encontramos nueve tomas de tierra las cuales se enumeran a continuación: sala de alta tensión, sala de máquinas, cocimiento, edificio administrativo, envasado, PTAB, California sur, planta piloto y subestaciones principales. En cuanto a la puesta a tierra de los motores, como se dijo anteriormente, a la toma de tierra debajo de sala de máquinas llegan los conductores de tierra desde los arrancadores de los motores, y desde las barras de tierra de los arrancadores salen unos conductores de tierra hacia un conductor que se encuentra cerca del sitio donde están los motores, desde aquí se derivan los conductores de tierra de cada motor. Ahora, respecto a cada subestación en particular, a continuación se dará una breve descripción del sistema de puesta a tierra de cada una de ellas:
•
Subestación condensadores evaporativos y subestación calderas: Ambas
subestaciones se encuentran interconectadas a través de un conductor que une sus neutros, la conexión a tierra de esta subestación se hace a través de un conductor que
llega a la toma de tierra de la sala de alta. En las figuras 5.1.2.1 y 5.1.2.2 se puede observar el esquema de conexión de ambas subestaciones.
Figura 5.1.2.1 – Esquema de conexión de la subestación cond. evaporativos
Figura 5.1.2.2 – Esquema de conexión de la subestación calderas
•
Subestación sala de maquinas: Compuesta por las subestaciones sala de
máquinas 1, 2 y 3. En general, cada una de estas subestaciones tiene su propia puesta a tierra, y aunque están dentro de una misma habitación, ni el neutro ni la tierra de
cada una de ellas se encuentran conectados (no hay seguridad de que se encuentren todas a una misma toma de tierra); en la subestación sala de máquinas 3 existe conexión entre el chasis del transformador y el chasis de la celda El esquema de conexión de cada una de estas subestaciones se muestra en las figuras 5.1.2.3, 5.1.2.4 y 5.1.2.5.
Figura 5.1.2.3 – Esquema de conexión de la subestación sala de máquinas 1
Figura 5.1.2.4 – Esquema de conexión de la subestación sala de máquinas 2
Figura 5.1.2.5 – Esquema de conexión de la subestación sala de máquinas 3
•
Subestación secadora de nepe: La puesta a tierra de esta subestación se hace a
través de un conductor que viene junto con la alimentación de la misma, desde la sala de alta tensión, donde se conecta la toma de tierra de esta área. La figura 5.1.2.6 muestra el esquema de conexiones de la subestación.
Figura 5.1.2.6 – Esquema de conexión de la subestación secadora de nepe
•
Subestación Cocimiento: Incluye las subestaciones cocimiento 1 y 2. Ambas
subestaciones están conectadas en forma similar, no hay conexión entre ellas dentro de la subestación, la puesta a tierra de la subestación esta dada por dos conductores que bajan por dos columnas de acero, hasta que se unen en una toma de tierra ubicada dentro del área de elaboración. Los esquemas de conexión de ambas subestaciones se muestran en las figuras 5.1.2.7 y 5.1.2.8.
Figura 5.1.2.7 – Esquema de conexión de la subestación cocimiento 1
Figura 5.1.2.8 – Esquema de conexión de la subestación cocimiento 2
•
Subestación edificio administrativo: En esta subestación la puesta a tierra viene
dada por dos conductores de tierra, uno que parte desde el tablero de alta tensión de la subestación, donde esta conectado a la barra de tierra del tablero y otro que está conectado al chasis y neutro del transformador dentro de la celda, estos dos conductores bajan hasta una toma de tierra ubicada a un lado del edificio administrativo; dentro de la celda se puede observar una conexión entre el chasis de la misma y el del transformador. En la figura 5.1.2.9 se muestra el esquema de conexión en esta subestación.
Figura 5.1.2.9 – Esquema de conexión de la subestación edificio administrativo
•
Subestación envasado: Donde se encuentran las subestaciones alumbrado, y sala
de llena 1 y 2. Las tres subestaciones están conectadas por un conductor que se encuentra por debajo de la subestación y a este se conectan los conductores de tierra de cada uno de los transformadores; este conductor se conecta la toma de tierra del
área de envasado. El esquema de conexión de las subestaciones se puede apreciar en las figuras 5.1.2.10, 5.1.2.11 y 5.1.2.12.
Figura 5.1.2.10 – Esquema de conexión de la subestación alumbrado
Figura 5.1.2.11 – Esquema de conexión de la subestación sala de llena 1
Figura 5.1.2.12 – Esquema de conexión de la subestación sala de llena 2
•
Subestación tratamiento de agua: En esta subestación existe un conductor de
tierra que va desde la barra del tablero de alta tensión de la misma, hasta una toma de tierra ubicada a uno de los laterales del edificio PTAB. El esquema de conexión se muestra en la figura 5.1.2.13.
Figura 5.1.2.13 – Esquema de conexión de la subestación tratamiento de agua
•
Subestación california sur: La conexión a tierra en esta subestación se hace a través de un conductor que se conecta directamente del chasis a tierra. En la figura 5.1.2.14 se muestra el esquema de conexión en esta subestación.
Figura 5.1.2.14 – Esquema de conexión de la subestación california sur
•
Subestación planta piloto: Esta subestación tiene su propia toma de tierra ubicada en los alrededores del edificio. El esquema de conexión de esta subestación se muestra en la figura 5.1.2.15.
Figura 5.1.2.15 – Esquema de conexión de la subestación planta piloto
•
Subestación principal: Se incluyen las subestaciones principal 1 y 2. Alrededor de las subestaciones se encuentra una capa de suelo de piedra picada; ambas están puestas a tierra localmente en distintos puntos y los neutros del lado de baja de los dos transformadores están puestos a tierra a través de conductores que van hacia la sala e alta tensión. En las figuras 5.1.2.16 y 5.1.2.17 se muestran los esquemas de conexión de las dos subestaciones.
Figura 5.1.2.16 – Esquema de conexión de la subestación principal 1
Figura 5.1.2.17 – Esquema de conexión de la subestación principal 2
En la tabla XIII, se muestra un resumen de las características de cada una de las subestaciones. Primero se dará una descripción de los caracteres que aparecen en la misma:
•
SI: si existe esta conexión.
•
NO: no existe esta conexión.
•
Barra en el tablero: están conectados en una barra dentro del tablero.
•
En la celda: están conectados dentro de la celda donde esta el transformador.
•
En el tablero: están conectados dentro del tablero.
•
En la sala de alta tensión: están conectadas dentro de la sala de alta tensión.
•
Alta: conexión hacia el tablero de alta tensión.
•
Baja: conexión hacia el tablero de baja tensión.
Tabla XIII - Conexiones de las subestaciones de media tensión Conexión a
Conexión con
Conexión de
Tierra Local
el SPT central
neutro y tierra
Condensadores evaporativos
NO
SI
Calderas
NO
SI
Sala de máquinas 1
SI
NO
Sala de máquinas 2
SI
SI
Sala de máquinas 3
SI
NO
Seadora de nepe
NO
SI
Cocimiento 1
SI
NO
Cocimiento 2
SI
NO
Edificio Administrativo
SI
NO
Alumbrado
SI
NO
Sala de llena 1
SI
NO
Sala de llena 2
SI
NO
Tratamiento de agua
SI
NO
California sur
SI
NO
Planta piloto
SI
NO
Principal 1
SI
SI
Principal 2
SI
SI
Sub Estación SI. Barra en el tablero de baja. NO. SI. En la celda. SI. En la celda. SI. En la celda. SI. En la celda. SI. Barra en el tablero de baja. SI. Barra en el tablero de baja. SI. En la celda. SI. En el tablero de baja. SI. En la celda. SI. En la celda. NO. NO. SI. En la celda. SI. En la sala de alta tensión. SI. En la sala de alta tensión.
Conexión con Conexión chasis de hacia tableros celda Alta: SI NO Baja: SI Alta: SI NO Baja: SI Alta: SI NO Baja: NO Alta: SI NO Baja: NO Alta: NO SI Baja: SI Alta: N/A NO Baja: SI Alta: NO NO Baja: SI Alta: NO NO Baja: SI Alta: NO SI Baja: SI Alta: NO NO Baja: SI Alta: NO NO Baja: SI Alta: NO SI Baja: SI Alta: NO NO Baja: SI Alta: NO NO Baja: SI Alta: NO NO Baja: SI Alta: N/A N/A Baja: N/A Alta: N/A N/A Baja: N/A
En la figura 5.1.2.18 se muestra el diagrama de conexión de neutro y tierra existente en la planta, y en la figura 5.1.2.19 se señala la ubicación de las tomas de tierra.
5.1.3.- Circulación de la corriente ante una falla Para analizar la implantación de un sistema de mallas de tierra, primero se realizará un pequeño estudio del porcentaje de la corriente circula por el conductor de tierra y el porcentaje que circula por el terreno ante la ocurrencia de una falla a tierra en el sistema. Para ello supondremos la peor condición, que sería una falla en el transformador de mayor capacidad de la planta, para este caso, un transformador de 2000kVA, suponiendo que este se ubica a la mayor distancia posible de la fuente (transformadores principales de alimentación de la planta), esto se hace para que la resistencia del conductor sea la máxima posible: R=ρ*L
(7)
Donde R es la resistencia total del conductor, ρ es la resistencia por unidad de longitud del conductor, la cual viene dada en la tabla II y L es la longitud total del conductor. Por su parte para determinar la resistividad del terreno, utilizaremos la tabla I, debido a que la empresa no cuenta con los datos de la resistividad exacta del mismo. Se supondrá entonces que el transformador de mayor capacidad es llevado a la subestación ubicada a mayor distancia de la fuente. En la figura 5.1.3.1 se muestra un esquema en el cual se refleja un transformador fallado unido a una fuente, la corriente puede circular tanto por el conductor de tierra, como por la tierra propiamente dicha.
Figura 5.1.3.1 – Transformador y fuente conectados a través de un conductor y tierra
Para hacer el este estudio, se aplicará un divisor de corriente donde los valores de las resistencias serán, la resistencia total del conductor y la resistencia del terreno. Ante una falla, parte de la corriente vuelve a la fuente a través del conductor de tierra y, la otra parte vuelve a través de la tierra propiamente dicha, esta división de la corriente se puede observar en la figura 5.1.3.2.
Figura 5.1.3.2 – División de la corriente de falla
Por lo tanto, se tiene un divisor de corrientes de la siguiente forma:
Icond = If
Rground Rcond + Rground
(8) Si se quieren obtener los porcentajes de lo que circula por cada elemento (conductor o tierra), simplemente:
Icond (%) =
Icond * 100 If
(9)
Cabe destacar, que este estudio tiene validez, sólo si todas las subestaciones están conectadas al SPT, si alguna no está conectada, la corriente de falla solo podrá circular por la tierra propiamente dicha, puesto que no existe un conductor de tierra. Por lo tanto, para las subestaciones que no posean actualmente conexión con el SPT, se supondrá que existe un conductor de tierra, que es llevado junto con la alimentación de la misma. En la Tabla XIV se da la longitud total de los conductores de tierra para cada una de las subestaciones o conjunto de ellas.
Tabla XIV - Longitud de los conductores de puesta a tierra de la planta Sub Estación S/E Cond. Evaporativos y Calderas S/E Sala de Máquinas 1, 2 y 3 S/E Secadora de Nepe S/E Cocimiento 1 y 2 S/E Edif. Administrativo S/E Sala de llena 1 y 2 y Alumbrado S/E Tratamiento de Agua S/E California sur S/E Planta piloto
Longitud del Conductor de puesta a tierra (m) 95m 110m 40m 230m 300m 180m 230m 250m 150m
Como se puede observar, la subestación que se encuentra a mayor distancia (la que posee el conductor de tierra más largo) es la subestación Edificio Administrativo (en la actualidad esta subestación no posee conductor de tierra) con unos 300m de conductor, supondremos que el conductor instalado es de cobre calibre 4/0 como en el resto de la instalación de puesta a tierra. Con esta información, y con la tabla II se obtiene la resistencia del conductor, la cual se denominará Rcond. Es importante destacra que se esta tomándo sólo la parte resistiva del conductor, esta es una aproximación valida puesto qu la influencia inductiva del conductor es casi despreciable Según la tabla, la resistividad de este conductor es de 0,1673 Ohm/km, por lo tanto:
Rcond = 0,1673
Ohm * 0,300km km
Rcond = 0,05019Ω
Para la resistencia de tierra Rground, se utilizará la tabla I la cual tiene los valores de resistividad del terreno en Ohm*cm. Asumiremos que el terreno en el cual se encuentra la planta es arcilla arenosa, se tomará también la condición más favorable de este caso, es decir, la condición de menor resistividad, esto para adoptar un criterio pesimista (en nuestro caso que el criterio pesimista implicaria la menor resistencia del terreno posible), por lo tanto, para el calculo de la resistencia, tenemos que:
Rground = 0,366 *
ρ
⎛ 3h ⎞ Log ⎜ ⎟ h ⎝d ⎠
(10)
Donde ρ es la resistividad del terreno, h es la profundidad a la cual se enterrará la supuesta varilla de puesta a tierra y, d es el diámetro de esta varilla. Se supondrá que la
distancia h es aproximadamente unos 3m, mientras que el diámetro de la varilla se estimará como mínimo de 12,7mm (1/2inch), según estos datos, tenemos que: Rground = 0,366 *
25Ohm * m ⎛ 3 * 3m ⎞ Log ⎜ ⎟ 3m ⎝ 0,0127m ⎠
Rground = 8,69Ω
Con estos datos (Rcond y Rground), y asumiendo una corriente de falla igual a 1pu, se tiene que la corriente que circula por el conductor de tierra y por la tierra propiamente dicha es:
Icond (%) =
Rground 8,69 * 100 = * 100 Rground + Rcond 8,69 + 0,05019 Icond (%) = 99,42%
Iground (%) =
Rcond 0,05019 * 100 = * 100 Rground + Rcond 8,69 + 0,05019 Iground (%) = 0,58%
Como se puede observar, el porcentaje de corriente que circula por el conductor de tierra es considerablemente mayor que el que circularía por el terreno en caso de una eventual falla. Para el calculo de las tensiones de toque y paso máximas utilizaremos la metodología planteada en la sección 3.2.3 del presente informe, supondremos que para el calculo de Ib el factor Sb a tomar será el de 50% (caso más desfavorable), y el tiempo
de exposición 1s (tiempo suficiente para que actúen las protecciones y a su vez estamos asumiendo un caso pesimista). Teniendo en cuenta estos factores, tenemos que: Sb = 0,0135
ts = 1s Rb = 1000Ω R 2 fs = 6 * ρ = 6 * 25Ωm = 150Ω R 2 fp = 1,5 * ρ = 1,5 * 25Ωm = 32,5Ω
Ib = Sb / ts =
0,0135 = 116,1mA 1
Et max = (Rb + R 2 fp ) * Ib = (1000 Ω + 32,5Ω) * 0,1161 A
Et max = 119,87V Es max = (Rb + R 2 fs ) * Ib = (1000Ω + 150Ω) * 0,1161 A
Es max = 133,52V
Ahora bien, las diferencias de tensión formadas por el paso de una corriente por el terreno, deberán ser menores a estos valores obtenidos. Según un estudio realizado en la empresa en el año de 1.998 [7], la magnitud más elevada del nivel de cortocircuito en la entrada de la planta es de unos If=9.491,1A, tomando en cuenta este valor (caso más desfavorable) y según los valores obtenidos para la distribución de la corriente, tenemos que: E = I * R = (9.491,1 * 0,0058) * 8,69 E = 478,37V
Esta tensión, es mucho mayor a las permitidas, pero cabe destacar que esta tensión es en la entrada de la planta, en los transformadores principales, los cuales cuentan con su propia malla de tierra, por lo que este calculo difiere con la realidad (la resistencia del terreno es menor en este lugar especifico, debido a las distintas conexiones a tierra, y la preparación del terreno) en el resto de los centros de transformación, las corrientes de falla máxima están alrededor de los 2000A.
E = I * R = (2000 * 0,0058) * 8,69 E = 100,81V
Aquí se puede observar que las tensiones máximas que pueden existir en el sistema debido a una falla son menores a Et y Es máximos. Es importante mencionar que todos esos cálculos son estimaciones, debido a que no se cuentan con los parámetros reales actualizados (resistencias, corrientes de corto circuito) de la planta.
5.1.4.- Análisis y mejoras en el SPT de media tensión La principal fuente de discusión es el hecho de que no existe una interconexión de todo el SPT de la planta. Esto trae como consecuencia que puedan existir notables diferencias de potencial entre los sistemas a la hora de la ocurrencia de una falla, lo que hace que aumente el riesgo que una persona sufra un accidente por shock eléctrico o puedan ocasionarse daños a algunos de los equipos. Por lo tanto se debe realizar esta
interconexión para disminuir las probabilidades de accidentes, para hacerlo debe buscarse el camino más corto entre ellas (preferiblemente junto con los conductores de alimentación), no sólo por factores económicos (menor recorrido implica una menor cantidad de conductores y por lo tanto menor costo), sino también para proveer a posibles fallas de un camino corto para su descarga a tierra, también es recomendable poner a tierra localmente cada subestación para proveer este camino corto. La falta de interconexión en el SPT de la planta puede observarse incluso a nivel de cada subestación, puesto que varias de estas no presentan una conexión entre los tableros (baja o alta tensión) y el transformador. Otra observación que se debe hacer a nivel de todas las subestaciones, es que todas las que se encuentran dentro de celdas (las únicas que están al aire libre son las dos subestaciones principales) excepto tres (sala de máquinas 3, edificio administrativo y sala de llena 2) carecen de una conexión entre el chasis del transformador y el chasis de la celda. Si esta conexión no se hace, existirá entonces un peligro de shock eléctrico por contacto indirecto, puesto que ante una falla en el aislamiento (aire en este caso), si una persona llegase a tocar el chasis de la celda, podría producirse una circulación de corriente a través del individuo provocando serias lesiones e incluso la muerte. También hay que destacar la conexión del neutro de los transformadores con el chasis (que en teoría tierra debería estar conectado a tierra) en el lado de baja tensión. En varias subestaciones se observa esta conexión hecha en la misma celda donde está el transformador, otras veces el conductor de neutro y el conductor de tierra van hacia el tablero de baja tensión donde se conectan a una barra común; lo recomendado es que
esta interconexión se haga en el tablero de baja tensión, a donde cada conductor (neutro y tierra) debería llegar a una barra, luego se hace la conexión uniendo estas barras. En cuanto a la conexión a tierra de los motores, podemos decir que en general es apropiada, puesto que están conectados al que podríamos llamar el SPT principal de la planta aunque no tienen una puesta a tierra local, lo que podría generar unas tensiones de toque y paso considerables, con su respectivo riesgo de electrocución por contacto indirecto. Por lo que debería considerarse (si el factor económico y la productividad lo permiten) el elaborar un arreglo de malla en el sitio donde se encuentran (todos los motores están dentro de una misma área relativamente pequeña) o por lo menos, ubicar una toma de tierra más cercana. Algo similar ocurre con los generadores presentes en la planta, tienen interconexión con el SPT principal, pero no hay una conexión a tierra local. Ahora, en cuanto a las tomas de tierra se puede verificar que en muchos casos, no se tiene acceso a los electrodos para su revisión, en algunos casos se usaron tanquillas pero estas están prácticamente selladas, en otros casos los electrodos fueron cubiertos por concreto debido a remodelaciones hechas en el piso del área donde se encuentran por lo que han quedado totalmente aislados e imposibles de revisar. Incluso, hay lugares en los que no se tiene la seguridad de la ubicación exacta de los electrodos. Este hecho es de gran relevancia, puesto que el acceso a los electrodos es necesario para chequear su estado en los programas de inspección y mantenimiento, así como también para hacer mediciones de puesta a tierra, lo que pudiera interferir con el correcto funcionamiento del sistema.
Otro punto a destacar, es la ausencia de mallas de tierra en las subestaciones. Con la finalidad de disminuir las tensiones de toque y paso, y considerando que todas las subestaciones, excepto secadora de nepe, tienen una potencia nominal de por lo menos 1000kVA, deberían tener un arreglo de malla (ver apéndice B). Pero como se ha demostrado en el apartado 5.1.3 del presente informe, la corriente circulante por tierra en caso de falla es mucho menor que la corriente que circula por un eventual conductor, suponiendo las peores condiciones (la subestación de mayor capacidad ubicado a la mayor distancia), por lo que la instalación adecuada de un conductor de tierra es suficiente para garantizar la seguridad del personal adyacente a las subestaciones. Con respecto al tipo de conductor utilizado para la puesta a tierra, se debe mencionar que los conductores de mayor calibre en las instalaciones de media tensión de la planta están entre 600MCM y 1100MCM, que según la tabla III, requerirían un conductor de puesta a tierra de calibre 2/0, mientras que en la planta todos los conductores usados para puesta a tierra son calibre 4/0, por lo que los requerimientos se cubren (esto es válido sólo para la parte de baja tensión de la planta, es decir, menos de 1000V). En la figura 5.1.4.1 se muestra un esquema del tipo de conexión que se debería implementar según las normas. El esquema consiste en una subestación principal, un motor o generador y tres subestaciones, dos de las cuales se encuentran dentro la misma sala (el esquema esta adaptado a las condiciones de la planta de Cervecería Polar C.A.), como puede observarse el sistema esta interconectado, y se une en una barra de tierra común, cada subestación, motor o generador también esta puesto a tierra localmente,
otro aspecto a destacar, es que puede observarse que hacia la sala donde están las dos subestaciones juntas van dos conductores de tierra puesto que es necesario un conductor por cada circuito de alimentación que llega a una subestación.
Figura 5.1.4.1.- Esquema de conexión adecuado
Luego de hacer un análisis general de las mejoras que deben hacerse al SPT de media tensión, a continuación daremos también un breve resumen de las mejoras aplicables dentro de cada subestación en particular:
•
Subestación condensadores evaporativos y subestación calderas: Agregar una
barra al tablero de baja tensión para los conductores de tierra. Quitar el conductor que vienen desde el tablero de alta tensión en condensadores evaporativos hacia
neutro, y conectarlo al chasis del transformador. Quitar la conexión entre los neutros de ambas subestaciones, el conductor que llega por el tablero de alta de la subestación condensadores evaporativos, debe llegar también al tablero de alta de calderas. Quitar el conductor que va desde el chasis del transformador de la subestación condensadores evaporativos hasta el tablero de principal de baja tensión de esa subestación. Llevar un conductor desde el chasis del transformador de la subestación calderas hasta la nueva barra de tierra, quitar la conexión del conductor que viene desde el chasis del transformador de la subestación condensadores evaporativos y conectarlo a la nueva barra de tierra. Unir ambas las barras de tierra y neutro en el tablero de baja tensión. Conectar el chasis de la celda al chasis de los transformadores.
•
Subestación sala de máquinas: Agregar barra de neutro y tierra al tablero de baja
tensión de las subestaciones sala de máquinas 1 y 2. Eliminar la conexión entre neutro y el chasis del transformador que hay dentro de la celda donde están los transformadores de las subestaciones sala de máquinas 1, 2 y 3. Conectar los neutros de los transformadores de sala de máquinas 1 y 2 a la barra de neutro de los tableros de baja tensión y los chasis de los transformadores a la barra de tierra. El conductor que va hacia la supuesta conexión a tierra en la subestación sala de máquinas 1 debe prolongarse hasta la barra de la toma de tierra de sala de máquinas. Desde el tablero de alta tensión de la subestación sala de máquinas 1 se debe llevar un conductor de tierra junto con la alimentación, hasta conectarse al conductor de tierra de la subestación sala de máquinas 3. Conectar las barras de tierra y de neutro dentro de
los tableros de baja tensión de las subestaciones sala de máquinas 1 y 2, y en la subestación sala de máquinas 3. Conectar el chasis del trasformador al chasis de la celda en las subestaciones sala de máquinas 1 y 2.
•
Subestación secadora de nepe: Agregar una barra al tablero de baja tensión para
que cumpla funciones de barra de neutro, la barra existente actuará como barra de tierra. Conectar el neutro del transformador a la barra de neutro dentro del tablero de baja tensión. Unir las dos barras en el tablero de baja tensión. Conectar el chasis del transformador al chasis de la celda.
•
Subestación cocimiento: Agregar una barra al tablero de baja tensión para que
cumpla funciones de barra de tierra, la barra existente actuará como barra de neutro. Eliminar las conexiones de los chasis a la barra de neutro y conectarlos a la nueva barra de tierra. Hacia la puesta a tierra local de cocimiento, bajan dos conductores, la uno de ellos se eliminará y se llevará junto con la alimentación de las subestaciones hasta la puesta a tierra que está en la sala de máquinas para interconectarlo con el SPT de la planta. Conectar las barras de tierra y neutro dentro del tablero de baja tensión. Conectar el chasis del transformador al chasis de la celda.
•
Subestación edificio administrativo: Agregar una barra al tablero de baja tensión
para que cumpla funciones de barra de tierra, la barra existente actuará como barra de neutro. Conectar el chasis del transformador a la nueva barra de tierra. Interconectar el chasis del transformador y la barra de tierra del tablero de alta tensión. Interconectar las barras de tierra y neutro en el tablero de baja tensión. Conectar el tablero de alta tensión y el conductor de tierra del túnel de alta tensión,
llevando un conductor junto con la alimentación de la subestación. Eliminar el conductor que une dos puntos del chasis del transformador.
•
Subestación envasado: Se conectará la subestación con el SPT de la planta a través
de un conductor que va junto con la alimentación de la misma, el chasis de cada una de los transformadores que componen la subestación envasado será conectado a este conductor. Conectar el chasis de los transformadores de las subestaciones sala de llena 1 y alumbrado al chasis de la celda. Conectar el chasis de la subestación sala de llena 1 a la barra de tierra del tablero de baja tensión. Eliminar la conexión entre chasis y neutro dentro de la celda en los transformadores de las subestaciones sala de llena 1 y 2. Conectar las barras de tierra y neutro dentro del tablero de baja tensión.
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Subestación tratamiento de agua: Agregar una barra al tablero de baja tensión
para que cumpla funciones de barra de tierra, la barra existente actuara como barra de neutro. Conectar el chasis del transformador con la nueva barra de tierra y con el chasis de la celda. Conectar las barras de neutro y tierra en el tablero de baja tensión. Conectar el chasis del transformador con el tablero de alta tensión. Conectar la subestación con el SPT de la planta a través de un conductor llevado junto con la alimentación de la misma.
•
Subestación California sur: Agregar una barra al tablero de baja tensión para que
cumpla funciones de barra de tierra, la barra existente actuara como barra de neutro. Conectar las barras de neutro y tierra en el tablero de baja tensión. Eliminar el conductor que conecta distintos puntos del chasis del transformador. Conectar el chasis del transformador a la barra de tierra y al chasis de la celda. Conectar la
subestación con el SPT de la planta a través de un conductor llevado junto con la alimentación de la misma.
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Subestación planta piloto: Agregar una barra al tablero de baja tensión para que
cumpla funciones de barra de tierra, la barra existente actuara como barra de neutro. Conectar las barras de neutro y tierra en el tablero de baja tensión. Eliminar la conexión entre neutro y chasis del transformador dentro de la celda. Conectar el chasis del transformador a la barra de tierra y al chasis de la celda. Conectar la subestación con el SPT de la planta a través de un conductor llevado junto con la alimentación de la misma. A continuación en las tablas XV y XVI se da un resumen de los cambios a realizar en cada subestación.
Tabla XV - Cambios en el SPT (elementos a desconectar o eliminar) Sub Estación
Cond. evaporativos Sala de máquinas 1 Sala de máquinas 2 Sala de máquinas 3 Seadora de nepe Cocimiento 1 Cocimiento 2 Edif. Administrativo Sala de llena 1 Sala de llena 2 California sur Planta piloto
Conductor a desconectar Tablero de Alta tensión - Neutro. Neutro - Neutro S/E calderas. Chasis transformador - Tab. principal baja tensión. Chasis transformador - Barra neutro tab. baja tensión. Neutro - Chasis del transformador (dentro de la celda). Neutro - Chasis del transformador (dentro de la celda). Neutro - Chasis del transformador (dentro de la celda). Neutro - Chasis del transformador (dentro de la celda). Barra neutro - Toma de tierra cocimiento (1 de ellas). Chasis del transformador - Barra de neutro. Chasis del transformador - Barra de neutro. Neutro - Chasis del transformador (dentro de la celda). Tablero de Alta tensión - Toma de tierra edif. adm. Neutro - Chasis del transformador (dentro de la celda). Neutro - Chasis del transformador (dentro de la celda). Chasis transformador - Chasis transformador Neutro - Chasis del transformador (dentro de la celda).
Tabla XVI - Cambios en el SPT (elementos a conectar o instalar) Sub Estación
Cond. evaporativos
Calderas
Sala de máquinas 1
Sala de máquinas 2 Sala de máquinas 3
Seadora de nepe
Cocimiento 1
Cocimiento 2
Edif. Administrativo
Alumbrado
Sala de llena 1 Sala de llena 2
Condutor u otro a instalar Barra de tierra en el tablero de baja tensión. Tablero de Alta tensión - Chasis del transformador. Chasis Transformador - Barra tierra tab. baja tensión. Barra de tierra tab. baja- Barra de neutro tab. baja. Chasis transformador - Chasis celda Conductor sala de alta - Tablero de alta tensión Chasis transformador - Barra tierra tab. de baja tensión. Chasis transformador - Chasis celda Barra de tierra en el tablero de baja tensión. Barra de neutro en el tablero de baja tensión. Chasis transformador - Barra tierra tab. de baja tensión. Neutro transformador - Barra neutro tab. de baja. Tablero de alta tensión - conductor de tierra sala máq. 3. Barra de tierra tab. baja- Barra de neutro tab. baja. Chasis transformador - Chasis celda Chasis transformador - Barra tierra tab. de baja tensión. Neutro transformador - Barra neutro tab. de baja. Chasis transformador - Chasis celda Chasis transformador - Barra tierra toma sala de máq. Barra de tierra tab. baja- Barra de neutro tab. baja. Barra de neutro en el tablero de baja tensión. Neutro transformador - Barra neutro tab. de baja. Barra de tierra tab. baja- Barra de neutro tab. baja. Chasis transformador - Chasis celda Barra de tierra en el tablero de baja tensión. Chasis transformador - Barra tierra tab. de baja tensión. Chasis transformador - Toma de tierra sala de máq. Barra de tierra tab. baja - Barra de neutro tab. baja. Chasis transformador - Chasis celda Chasis transformador - Barra tierra tab. de baja tensión. Chasis transformador - Chasis celda Barra de tierra en el tablero de baja tensión. Chasis transformador - Barra tierra tab. de baja tensión. Chasis transformador - Tab. Alta tensión Barra de tierra tab. baja - Barra de neutro tab. baja. Tab. Alta tensión - Conductor de tierra tunel de alta. Chasis transformador - SPT de la planta. Chasis transformador - Chasis celda Chasis transformador - SPT de la planta. Chasis transformador - Chasis celda Chasis transformador - Barra tierra tab. de baja tensión. Barra de tierra tab. baja - Barra de neutro tab. baja. Chasis transformador - SPT de la planta.
Cont. Tabla XVI - Cambios en el SPT (elementos a conectar o instalar) Sub Estación
Condutor u otro a instalar
Barra de tierra en el tablero de baja tensión. Chasis transformador - Barra tierra tab. de baja tensión. Chasis transformador - Chasis celda Tratamiento de agua Chasis transformador - Tab. alta tensión Barra de tierra tab. baja - Barra de neutro tab. baja. Chasis transformador - SPT de la planta. Barra de tierra en el tablero de baja tensión. Barra de tierra tab. baja - Barra de neutro tab. baja. California sur Chasis transformador - Barra tierra tab. de baja tensión. Chasis transformador - Chasis celda Chasis transformador - SPT de la planta. Barra de tierra en el tablero de baja tensión. Barra de tierra tab. baja - Barra de neutro tab. baja. Planta piloto Chasis transformador - Barra tierra tab. de baja tensión. Chasis transformador - Chasis celda Chasis transformador - SPT de la planta.
En las figuras 5.1.4.3 se muestra una propuesta de lo que sería el diagrama del SPT de la planta y en la figura 5.1.4.4 se presenta como quedaría configurado el mismo dentro de la planta.
5.2.- SISTEMA DE PROTECCIÓN CONTRA DESCARGAS ATMOSFERICAS
5.2.1.- Descripción de las Estructuras a Proteger La planta de Cervecería Polar C.A. Los Cortijos, está compuesta por varios edificios y estructuras, los cuales para efectos de este estudio dividiremos en: Edificio administrativo y elaboración, servicios industriales, envasado y california sur; también se encuentran otros edificios como lo son: centro tecnológico, comedor y áreas recreativas y PTAB. Para efectos de este informe se prestará principal atención a las áreas que componen la planta propiamente dicha. A continuación se dará una breve descripción de cada una de las áreas antes nombradas:
•
Edificio Administrativo y elaboración: En esta estructura, se agrupan todo lo que
es el edificio de oficinas de las áreas administrativas de la planta, así como también lo que es elaboración y cavas. Este edificio tiene una estructura principalmente de concreto y el techo presenta partes cubiertas con láminas metálicas y otras descubiertas de concreto, en algunos lugares de la estructura se encuentran respiraderos o chimeneas, así como también algunos tanques donde se almacena la cerveza. En cuanto al contenido de este edifico, varía desde equipos de oficina, hasta equipos empleados para la producción de la cerveza, así como también es aquí donde ésta es almacenada durante los distintos procesos de elaboración.
•
Servicios industriales: Aquí se incluyen las áreas de talleres, oficinas de servicio
industrial, sala de máquinas y secadora de nepe. La estructura del edifico es en
concreto, al igual que su techo, excepto por algunas áreas que poseen techos metálicos, la principal característica de esta estructura es la presencia en los techos de gran cantidad de tuberías y otros equipos de gran tamaño, lo que deja muy poco descubierto al mismo, otra característica importante es que también se encuentran sobre los techos, en ocasiones por encima de las demás estructuras, algunos pasos peatonales empleados por el personal que labora en la planta. En cuanto al contenido, se pueden encontrar desde artículos de oficina, hasta tornos y motores de gran tamaño, así como también los generadores de la planta.
•
Envasado: Este es el edificio donde se envasa toda la cerveza en la planta, tiene
una estructura de acero, y su techo es metálico, con inclinación bastante pronunciada. Aquí se encuentran todos los equipos necesarios para el llenado de las botellas, lavado de las mismas, pasteurización, entre otros.
•
California sur: Este es el edificio presenta características muy similares a
envasado, tiene estructura de acero, y su techo es metálico, aunque en este caso es abovedado o redondeado. En este edifico se almacenan todos los “vacíos” (cajas con botellas vacías), así como las cajas de cervezas ya llenas. También se encuentra aquí los equipos destinados a la “despaletización” (sacar las cajas vacías de las pilas en donde vienen) y paletización (colocar las cajas llenas en pilas). Es importante mencionar, que este edificio se encuentra separado por una distancia considerable (el ancho de la autopista Francisco Fajardo) del resto de la planta.
•
Otros: Aquí agrupamos el centro tecnológico, comedor y áreas recreativas y
PTAB. Estos edificios, aunque no son directamente parte de la planta propiamente
dicha, se encuentran dentro de la misma y cumplen funciones muy importantes cada una de ellas, como lo son las investigaciones e innovaciones, centros de recreación para el personal de la empresa y tratamiento de las aguas blancas con las cuales se elabora el producto. El centro tecnológico y el comedor y áreas recreativas presentan características muy similares, con estructuras de concreto al igual que su techo, y sobre el equipos pequeños, por lo que el techo en su mayoría esta descubierto. En cuanto a PTAB, este presenta estructura metálica y en gran parte no posee techo, puesto que esta compuesto principalmente por tanques. Como se ha dicho anteriormente, se hará principal hincapié en los edificios que componen la planta propiamente dicha, como observación general a estas estructuras, se puede decir que la mayoría de los techos de los edificios de la planta presentan equipos de gran tamaño, chimeneas, tanques y tuberías, la mayoría de estos metálicos. En las figuras a continuación se muestran cortes de distintas áreas de la planta, de esta forma se puede apreciar las diferencias de altura de los distintos edificios, primero entre el edificio administrativo y envasado (figura 5.2.1.1) y luego entre servicio industrial y envasado (figura 5.2.1.2).
Figura 5.2.1.1.- Corte del edif. Administrativo y elaboración y envasado
Figura 5.2.1.2.- Corte de servicio industrial y envasado
5.2.2.- Descripción de SPDA de la planta El sistema de protección contra descargas atmosféricas de la planta Cortijos de Cervecería Polar esta compuesto por tres (3) terminales aéreos del tipo ESE o ionizantes, estos consisten en un cilindro hueco de hierro, los cuales poseen en su parte superior un dispositivo ionizante cuya función, en teoría, es la de ionizar atmósfera, lo que hace que el radio de atracción de los terminales aumente considerablemente. Los conductores principales o de bajada de cada uno de los pararrayos son conductores de cobre de 250MCM. Los tres terminales aéreos son Pararrayos Preventor tipo P4 y P5, poseen una puesta a tierra local que consiste en un triangulo formado por tres varillas copperwell de 8’ x 5/8”. No existe conexión entre cada una de las puestas a tierra de estos pararrayos, es decir, no hay barra de tierra común para el sistema de protección contra descargas atmosféricas, y tampoco hay interconexión con el resto del sistema de puesta a tierra. Los tres edificios que presentan sistemas de pararrayos son (según la clasificación de las estructuras que se hizo anteriormente): Edificio administrativo y elaboración, comedor y áreas recreativas, y California sur. Según los fabricantes de estos equipos,
estos brindan un área de protección de entre 150m y 250m de radio, lo que en teoría abarcaría toda el área de la planta. A continuación se dará una breve descripción del estado en el que se encuentra el sistema de pararrayos:
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Edificio Administrativo y elaboración: Posee un terminal aéreo modelo Preventor
tipo P5 (figura 5.2.2.1) con un radio de atracción de 250m. El conductor de bajada esta sostenido a una de las paredes de la estructura por sujetadores de cobre distanciados entre sí unos 3m aproximadamente; se pudo observar que alguno de los sujetadores se encuentran despegados o arrancados de la estructura. La altura total del pararrayos desde el nivel del piso es de unos 32m. Según el plano original de instalación, la puesta a tierra de este pararrayos esta compuesta por tres varillas las cuales forman un triangulo de lado 5m x 3m x 1,5m.
Figura 5.2.2.1.- Pararrayo edificio administrativo y elaboración
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Comedor y Áreas Recreativas: Aunque este edificio no forma parte de las
estructuras en las que se hará el hincapié de este estudio, es importante mencionarla puesto que según los planos de instalación de los pararrayos, el área de atracción del terminal aéreo ubicado aquí abarca también parte de la planta propiamente dicha. El terminal aéreo es un Pararrayos Preventor tipo P4 (figura 5.2.2.2), con un radio de atracción de 150m, se encuentra sujetado al lateral de una de las columnas de acero de la estructura, la altura total del pararrayo desde el nivel del piso es de unos 20m y se extiende hasta más o menos unos 3m sobre el techo del edificio y no posee soportes ni amarres a lo largo de su estructura para su estabilidad. Los sujetadores del conductor de bajada que anclan este a la estructura están hechos de cobre y se encuentran separados por una distancia aproximada de 2,5m entre si, el conductor de bajada está sobre una de las columnas de acero de la estructura, pero aislado de ésta. Según el plano original de instalación, la puesta a tierra de este pararrayos esta compuesta por tres varillas las cuales forman un triangulo de lados 3m x 3m x 3m.
Figura 5.2.2.2.- Pararrayo comedor y áreas recreativas
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California Sur: el terminal aéreo es un Pararrayos Preventor tipo P5, con radio de
atracción de 250m. Se encuentra colocado sobre el techo de la estructura, soportado por una base de metal. La altura total del pararrayo desde el nivel del piso es de unos 16 m y se extiende sobre el nivel del techo de la estructura aproximadamente, no posee soportes ni amarres a lo largo de su estructura. El conductor de bajada se desplaza sobre una de las columnas de concreto de la estructura (sin hacer contacto con la misma), esta anclado a la estructura por sujetadores de cobre espaciados cada 3 m aproximadamente. Según el plano original de instalación, la puesta a tierra de este pararrayos está compuesta por tres varillas las cuales forman un triangulo de
lados 3m x 3m x 1m y la más cercana al pararrayo se encuentra a una distancia horizontal de este de 2m.
Figura 5.2.2.3.- Pararrayo California sur
5.2.3.- Factor de riesgo de las diferentes estructuras Para el cálculo del factor de riesgo de descargas atmosféricas R, se utilizará la metodología descrita en la sección 4.2 del presente informe. Para la determinación del último término para el cálculo del factor de riesgo, es necesario conocer nivel isoceráunico de la zona, por lo que se utilizó un mapa isoceráunico el cual se muestra a continuación (figura 5.2.3.1).
Figura 5.2.3.1.- Mapa isoceráunico de Venezuela Como se puede apreciar, el nivel isoceráunico de Caracas es de 30 días de tormenta al año. A continuación los cálculos del factor de riesgo R para cada una de las estructuras que componen la planta:
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Edificio administrativo y elaboración: Tabla XVII - Factor de Riesgo edificio administrativo y elaboración
# Indice A B C D E F
Descripcion del Indice Tipo de Estructura Tipo de Construcción Ubicacion Relativa Topografia Ocupacion y Contenido Frecuencia de Desc. At.
R=
Clasificacion de la Estructura Valor Edificio res, de ofic. o fábrica, de entre 23 m y 46 m de alto 5 Concreto Reforzado, Tipo de Techo: Compuesto 3 Estruc. hasta 15,2 m por encima de estruc. adjacente o el terren 7 Sobre terrenos planos 1 Materiales o equipos de gran valor 7 Caracas - Venezuela 6
A + B + C + D + E 5 + 3 + 7 +1+ 7 = 6 F
) R = 3,83 Factor de riesgo: Moderado
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Servicio Industrial: Tabla XVIII - Factor de Riesgo servicio industrial
# Indice A B C D E F
Descripcion del Indice Tipo de Estructura Tipo de Construcción Ubicacion Relativa Topografia Ocupacion y Contenido Frecuencia de Desc. At.
R=
Clasificacion de la Estructura Valor Edificio res, de ofic. o fábrica, de menos de 15 m de alto: 5 Concreto Reforzado, Tipo de Techo: Compuesto 3 5 Estructuras en áreas de estructuras bajas, Estructuras Grandes Sobre terrenos planos 1 Materiales o equipos de gran valor 7 Caracas - Venezuela 6
A + B + C + D + E 5 + 3 + 5 +1+ 7 = 6 F R = 3,5
Factor de riesgo: Moderado
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Envasado: Tabla XIX - Factor de Riesgo envasado
# Indice A B C D E F
Descripcion del Indice Tipo de Estructura Tipo de Construcción Ubicacion Relativa Topografia Ocupacion y Contenido Frecuencia de Desc. At.
R=
Clasificacion de la Estructura Valor Edificio res, de ofic. o fábrica, de menos de 15 m de alto 5 Acero Estructural, Tipo de Techo: Metal - no continuo 3 5 Estructuras en áreas de estructuras bajas, Estructuras Grandes Sobre terrenos planos 1 Materiales o equipos de gran valor 7 Caracas - Venezuela 6
A + B + C + D + E 5 + 3 + 5 +1+ 7 = 6 F R = 3,5
Factor de riesgo: Moderado
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California sur: Tabla XX - Factor de Riesgo California sur
# Indice Descripcion del Indice A B C D E F
Tipo de Estructura Tipo de Construcción Ubicacion Relativa Topografia Ocupacion y Contenido Frecuencia de Desc. At.
R=
Clasificacion de la Estructura Edificio res, de ofic. o fábrica, de menos de 15 m de alto Acero Estructural, Tipo de Techo: Metal - no continuo Estructuras en áreas de estructuras bajas, Estructuras Grand Sobre terrenos planos Materiales o equipos de gran valor Caracas - Venezuela
A + B + C + D + E 5 + 3 + 5 +1+ 7 = 6 F R = 3,5
Factor de riesgo: Moderado
Valor 5 3 7 1 7 6
5.2.4.- Análisis y mejoras en el SPDA de la planta Como se ha descrito en los resultados del estudio realizado, la planta cuenta con tres terminales aéreos, el material del cual están hechos estos terminales es hierro, lo cual incumple la norma NFPA 780 sección 3.2 (Sección 4.2 del presente informe), la cual establece que los materiales a usar para SPDA deben ser cobre, aleaciones de cobre o aluminio. También, según la norma NFPA 780 sección 3.6.2 (Sección 4.4 del presente informe), los tres terminales aéreos presentes en la planta, por tener una altura mayor a 600mm, deberían ser soportados en un punto no menor a la mitad de su altura total, para de esta forma asegurar la estabilidad y rigidez del dispositivo, pero, se puede observar claramente que el único soporte que tienen estos terminales aéreos es en su base. Por otro lado, los terminales aéreos presentes en la planta Cervecería Polar obedecen a un principio de funcionamiento, Early Streamer Emission (ESE) o pararrayos ionizantes, los cuales no se encuentran dentro de las normas, debido en gran medida a que este tipo de dispositivos han fallado en distintas ocasiones, de hecho, el 7 de septiembre de 2005, el Tribunal del Distrito de Arizona (Estados Unidos) publicó un mandato en el cual se prohibía la venta y publicidad de pararrayos tipo ESE (ver apéndice A.2), porque sus partidarios afirmaban que el rango de protección de este tipo de dispositivos superaba al de los pararrayos Franklin, es decir, por falsa publicidad. En el anexo A.1, se puede observar los daños ocasionados por el impacto directo de un rayo a un edificio, por la falla de uno de estos pararrayos. Los vendedores y proveedores de ESE ofrecen tradicionalmente un único o unos pocos dispositivos para proteger un
edificio, mientras que la norma NFPA780 podría indicar el uso de 20 o más pararrayos (terminales aéreos) para esta misma estructura. En realidad, el rango de protección de estos dispositivos es el mismo que el de las puntas Franklin, por lo que podemos decir, que la planta de Cervecería Polar C.A, Los Cortijos, está altamente expuesta a impactos directos con los consecuentes riesgos para la vida de las personas y de las propiedades. También es de destacar que todos los sistemas de pararrayos presentes en la planta presentan un solo camino de bajada, cuando la norma NFPA780 sección 3.9 (sección 4.7 del presente informe) establece que deben existir por lo menos dos conductores de bajada para cualquier tipo de estructura. Los sujetadores deberían estar fijando los conductores de bajada a la estructura a intervalos que no excedan 1m según la norma NFPA780 sección 3.10 (sección 4.8 del presente informe), esta condición no esta presente en los SPDA de la planta, puesto que los sujetadores de los conductores de bajada se encuentra espacios a intervalos irregulares que en la mayoría. Ahora bien, según los argumentos dados anteriormente, la planta Cervecería Polar C.A, Los Cortijos se encuentra desprovista de una protección contra descargas atmosféricas adecuada, o por lo menos ajustada a la norma, pero para poder analizar de una forma más precisa el esta de protección de la planta es necesario fijarse en los resultados arrojados por el calculo del factor de riesgo de la misma hecho en la sección 5.2.3 del presente informe, como se puede apreciar el riesgo que presentan todas las estructuras que componen la planta propiamente dicha, y por lo tanto esta misma, es de un nivel moderado, es decir, que no existe un alto riesgo de impactos por descargas
atmosféricas, aunque tampoco se puede descartar por completo su posible incidencia sobre la planta. Según este nivel de riesgo que posee la planta, y conociendo las diferentes estructuras que componen la planta, se pueden hacer ciertas recomendaciones para la implantación de un nuevo SPDA, que se adapte a las especificaciones de la NFPA780. Como el nivel de riesgo es moderado se pueden establecer como distancia entre los terminales aéreos las mayores permisibles por la norma, en este caso 7,6m entre cada DTA, siempre y cuando cada uno de los terminales tenga una altura superior a 600mm. En el caso del edificio administrativo y elaboración, y de servicio industrial, por tratarse de techos planos, se colocarán todo el borde del edificio a distancias no mayores a las establecidas previamente (7,6m). Para el caso de envasado (techos inclinados) y California sur (techos abovedados), los DTA se ubicarán en la parte más alta de cada techo y se distanciarán a no más de 7,6m entre si. Los DTA se colocarán solo en aquellos techos libres de equipos, tuberías, etc, de gran tamaño puesto que en estos casos los DTA deben ser colocados sobre estas estructuras o en el caso de estructuras metálicas estas pueden servir de DTA, siempre que cumplan con las condiciones requeridas (ver sección 4.4), y basta con que se conecten a los conductores del SPDA. En cuanto a los conductores en techo, estos deben interconectar todos los DTA (ver sección 4.3.4), utilizando los caminos más cortos posibles. Y en cuanto a los conductores bajantes según lo especificado en la norma y referido en este informe en la sección 4.3.4, como el perímetro de los edificios supera los 76m, debe existir entonces un conductor de bajada por lo menos cada 30m. En el nivel del suelo, se debe colocar un
conductor de lazo alrededor de toda la planta para de esta forma interconectar todos los conductores de bajada. Ahora, respecto a los terminales de tierra (ver sección 4.3.3), cada conductor de bajada debe terminar en un terminal de tierra. Con respecto al tipo de material a utilizar (ver sección 4.3.1), debemos considerar que el único edificio que sobrepasa los 23m de alto en la planta es el edificio administrativo y elaboración, que tiene una altura aproximada de 25m, para el SPDA de este último se deben emplear materiales clase II (ver tabla XII) y para los otros tres edificios materiales clase I (ver tabla XI). En el caso de que por ciertos factores (económicos por ejemplo) no se puedan cumplir exactamente con las especificaciones dadas anteriormente, se pueden hacer algunas recomendaciones. Con respecto a los terminales aéreos, se puede tener una mayor separación entre ellos, esta dependerá de la cantidad de DTA que la empresa este dispuesta a colocar, aunque cabe destacar, que a mayor distancia de separación el nivel de protección brindado por el SPDA será menor, en las áreas de envasado y California sur, se puede hacer que el techo sea un terminal aéreo natural, pero para ello se debe asegurar la total continuidad en el mismo, también, todas las estructuras metálicas que se encuentren sobre los niveles de techo pueden ser conectadas directamente a los conductores del SPDA de manera que actúen como DTA naturales. En cuanto a los conductores bajantes, estos también pueden ser reducidos en número, aunque nunca deben ser menos de dos conductores bajantes por edificio; también las estructura metálicas como las de envasado y California sur pueden ser empleadas como conductor bajante, pero para ello debe asegurare una total continuidad de las mismas.
En resumen, el actual SPDA de Cervecería Polar C.A, Los Cortijos presenta serias deficiencias, y dista mucho de las condiciones de seguridad establecidas en la norma NFPA780, por lo que es necesaria la implementación de un nuevo diseño, según las especificaciones dadas anteriormente.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES El sistema de media tensión de Cervecería Polar C.A, Los Cortijos posee un SPT que presenta grandes deficiencias, puesto que no esta adaptado totalmente a las normas, lo que representa riesgos para el personal y equipos de la planta a la hora de una eventual falla a tierra. Una de las principales desventajas del SPT de la planta es la falta de interconexión del mismo, lo que puede ocasionar que a la hora de una falla, las corrientes viajen por el terreno al no tener un conductor de retorno. Por lo que una de las principales recomendaciones es la interconexión de todo el SPT. Según uno de los estudios realizados, si se realiza esta interconexión con el conductor adecuado (calibre 4/0 o mayor) las corrientes que circularían por el terreno serían un pequeño porcentaje (aproximadamente un 15%) de la corriente total de falla, por lo que no es necesario la implementación de mallas de tierra en todas las subestaciones, pero si es importante que cada una de ellas esté puesta a tierra, al menos por una varilla, y también que estén conectadas al SPT de la planta. Es importante también la realización de un estudio equivalente al aquí realizado en el resto de las plantas que conforman empresas polar, para determinar las condiciones en las que se encuentra cada uno de los SPT. También se recomienda hacer un estudio de la puesta a tierra en baja tensión, principalmente en el área de envasado, puesto que en esta se encuentra la mayor cantidad de motores de toda la planta. También se le podría dar un enfoque a la puesta a tierra hacia la parte de referencia de equipos electrónicos, puesto que en baja tensión en la planta se encuentran una gran
cantidad de controladores así como distintos tipos de equipos electrónicos sensibles a cambios muy pequeños en su referencia. Es importante la realización de un estudio para determinar la resistividad del terreno, en el que se encuentra la planta, para asegurarse que se encuentra dentro de los límites recomendados. Si los valores obtenidos están fuera de este rango se deben tomar las medidas necesarias para mejorar este aspecto. Se debe implantar un nuevo SPDA para la planta según las especificaciones dadas en el informe, pues el existente es insuficiente. En caso de que no pueda implementarse un SPDA que cumpla totalmente con las normas, diseñar, según la disposición de la empresa, un SPDA que pueda brindar una protección adecuada. Interconectar el SPDA de cada edificio, para formar un SPDA de toda la planta, de esta forma se garantiza que la corriente de una posible descarga atmosférica se disipe de forma más segura. También se recomienda estudiar algunas alternativas o complementos a la implantación de las puntas Franklin, como lo son los detectores de campo eléctrico, los cuales pueden dar una alarma cuando los riesgo de ocurrencia de una descarga eléctrica son elevados, para de esta forma desalojar las áreas en peligro y poder salvaguardar al personal que labora en las mismas. Se recomienda que se haga elabore un plan de inspección del SPT y el SPDA de la planta, para evitar que posibles esfuerzos mecánicos de los materiales o factores ambientales, entre otros, produzcan efectos negativos en el sistema disminuyendo su eficacia. También es importante que ante la ocurrencia de algún evento extraordinario
(falla a tierra o impactos de descargas atmosféricas) se haga una revisión del sistema para verificar que se produjesen daños en el mismo.
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1]
CEN 1999 “Código Eléctrico Nacional” Edición 1999.
[2]
Aralven S.A. “www.aralven.com” Catálogo de productos: conductores de cobre
[3]
IEEE Std 80-2000 “IEEE guide for safety in AC substation grounding” Edición 2000.
[4]
IEEE Std 142-1991 (IEEE Green Book) “IEEE recommended practice for grounding of industrial an commercial power systems” Edición 1991.
[5]
NFPA 780 “Standard for the installation of lightning protection systems” Edición 2000.
[6]
Toledano, J. “Puesta a tierra en edificios y en instalaciones industriales eléctricas” Editorial Paraninfo. Edición 2000.
[7]
GE International, inc “Revisión del sistema de energía, Cervecería Polar C.A.” 1998.
APENDICE
APENDICE A: IMÁGENES Y OTROS DE LOS SPDA
A.1.- Edificio Residencial Protegido con pararrayos tipo ESE o ionizantes En las siguientes imágenes se puede observar un edificio residencial, el cual esta supuestamente protegido por pararrayos tipo ESE, en un suburbio de Kuala Lumpur, Malasia. En el edificio se instalaron dos terminales aéreos tipo ESE hechos en Francia. Una punta triangular de una pared en uno de los extremos del techo recibio el impacto directo de un rayo y fue gravemente dañada, enviando los escombros de concreto sobre un carro y una motocicleta que se encontraban en la calle. Afortunadamente ninguna persona resulto herida. En la figura A.1.a, se observa la longitud del edificio, y que solo esta protegido por dos pararrayos ionizantes, cuando la norma NFPA780 exigiría algunos más. En la figura A.1.b, se puede observar la parte de la estructura que recibió el impacto directo del rayo y los daños ocasionados al edificio. En la figura A.1.c, se ven el carro y la motocicleta que fueron dañados por los escombros que cayeron del edificio.
Figura A.1.a.- Vista del edificio donde y ubicación de pararrayos tipo ESE
Figura A.1.b.- Vista del edificio donde se aprecian daños en la estructura debido a un impacto directo
Figura A.1.c.- Daños ocasionados por el impacto en otras propiedades
A.2.- Orden judicial del distrito de Arizona - USA contra el uso de pararrayos ESE A continuación se muestra la copia de un documento emitido por una corte del distrito de Arizona en Estados Unidos el 7 de septiembre de 2005 el cual prohibía la venta de pararrayos ESE por afirmar que el rango de protección de este tipo de dispositivos superaba al de los pararrayos Franklin. La orden fue publicada de conformidad al Acta Lanham, la cual prohíbe la publicidad falsa. La corte también rechazó todas las reclamaciones de los fabricantes de sistemas ESE y aceptó las contra demandas de todos los afectados.
APENDICE B: CÁLCULO DE MALLAS DE TIERRA 1. Determinación de las tensiones de paso y de toque máximas tolerables por el cuerpo humano, según las secciones 3.2.2 y 3.2.3:
E PASO 70 Kg = ( 1000 + 6 C S ρ S
) 0,157
E PASO 70 Kg = ( 1000 + 1,5 C S ρ S
) 0,157
tS
tS
• ρS es la resistividad de la capa superficial en [Ω m]. B
B
• tS es el tiempo de exposición a las corrientes (tiempo de despeje de la falla) [seg]. B
B
• CS se determina según la expresión: B
B
⎛ ρ ⎞ ⎟ ⎜⎜ 1 − ρ S ⎟⎠ ⎝ C S = 1 − 0,09 ( 2 hS + 0,09
)
• ρ es la resistividad aparente del terreno en [Ω m]. • ρS es la resistividad de la capa superficial en [Ω m]. B
B
• hS es el espesor de la capa superficial en [m]. B
B
2. Determinación del calibre del conductor del sistema de puesta a tierra
I = Amm 2
Donde:
• I: es la corriente rms [kA].
⎛ TCAP . 10 − 4 ⎜⎜ ⎝ tC α r ρ r
⎞ ⎛ K O + Tm ⎟⎟ l n ⎜⎜ ⎠ ⎝ K O + Ta
⎞ ⎟⎟ ⎠
• Amm2: es la sección del conductor [mm2]. B
B
P
P
• Tm: es la temperatura máxima permisible [ºC]. B
B
B
B
• Ta: es la temperatura ambiente [ºC]. B
B
• Tr: es la temperatura de referencia del conductor [ºC]. B
B
• αr: es el coeficiente de resistividad térmica a la temperatura de referencia [1/ºC]. B
B
• ρr: es la resistividad del conductor [μΩ-cm]: B
B
• KO: es igual a 1/ αr - Tr [ºC]. B
B
B
B
B
B
B
B
• tC: es la duración de la corriente o de la falla [seg]. B
B
• TCAP es la capacidad térmica por unidad de volumen [J / ( cm3 . ºC )]. P
P
3. Cálculo de constantes asociadas a la geometría de la malla de puesta a tierra
Km =
K ii = 1 K ii =
1 ⎡ ⎛ D2 ⎢ ln ⎜ 2 π ⎣ ⎜⎝ 16 h d
⎞ ( D + 2 h )2 ⎛ K h ⎟⎟ + − + ii l n ⎜⎜ 8Dd 4 d Kh ⎝ π ⎠
si la malla posee jabalinas
1
(2n )
2 n
si la malla no posee jabalinas
(19) Kh =
1+
h hO
con hO = 1 m B
B
K i = 0,644 + 0,148 n KS =
1 ⎡ 1 1 1 1 − 0,5 n −2 + + ⎢ π ⎣ 2h D+h D
(
) ⎤⎥ ⎦
8 ( 2 n −1 )
⎞⎤ ⎟⎟ ⎥ ⎠⎦
Si existen jabalinas en el perímetro de la malla:
LM
⎡ ⎛ ⎢ = LC + LR 1,55 + 1,22 ⎜ ⎜ ⎢ ⎝ ⎣
Lr L X + LY 2
2
⎞ ⎟ ⎟ ⎠
⎤ ⎥ ⎥ ⎦
Si no existen jabalinas en el perímetro de la malla:
LM = LC + LR LS = 0,75 LC + 0,85 LR
Donde:
• Km: es el factor de espaciamiento para voltajes de paso de toque. B
B
• Kii: es el factor de corrección por el efecto de los conductores internos de la malla. B
B
• Kh: es el factor de corrección que pondera el efecto de la profundidad de la malla. B
B
• Ki: es el factor de corrección por geometría de la malla. B
B
• KS: es el factor de espaciamiento para voltajes de paso. B
B
• D: es la distancia entre conductores paralelos en la malla [m]. • d: es el diámetro de los conductores de la malla de tierra [m]. • h: es la profundidad de la malla [m]. • n: es el número de conductores en paralelo en la malla. • LC: es la longitud total de conductor que forma la malla [m]. B
B
• LR: es la longitud total en jabalinas [m]. B
B
• LM: es la longitud efectiva para cálculo del voltaje de toque en m. B
B
• LS: es la longitud efectiva para cálculo del voltaje de paso [m]. B
B
• Lr: longitud de la jabalina utilizada en cada localización [m]. B
B
• LX: longitud máxima de la malla en el eje x [m]. B
B
• LY: longitud máxima de la malla en el eje y [m]. B
B
4. Determinación del valor de la resistencia de puesta a tierra
R1 R2 − Rm R1 + R2 − 2 Rm 2
Rg =
Con: R1 =
⎡ ⎛ 2 LC ⎞ k1 LC ⎤ − k2 ⎥ ⎟+ ⎢ ln ⎜ π LC ⎣⎢ ⎝ a ' ⎠ A ⎦⎥
R2 =
⎡ ⎛ 4 LR ⎞ 2 k1 L R ⎟ −1+ ⎢ ln ⎜ 2 π n R LR ⎢⎣ ⎝ b ⎠ A
Rm =
⎡ ⎛ 2 LC ⎢ ln ⎜ π LC ⎢⎣ ⎜⎝ Lr
ρ
ρ
ρ
(
nR − 1
)
2
⎤ ⎥ ⎥⎦
⎤ ⎞ k1 LC ⎟⎟ + − k2 + 1 ⎥ A ⎥⎦ ⎠
Donde:
• Rg: es la resistencia de puesta a tierra resultante [Ω]. B
B
• R1: es la resistencia asociada a la malla [Ω]. B
B
• R2: es la resistencia asociada a las jabalinas [Ω]. B
B
• Rm: es la resistencia mutua entre la malla y las jabalinas [Ω]. B
B
• ρ: es la resistividad del suelo [Ω m]. • LC: es la longitud total de conductor que forma la malla [m]. B
B
• LR: es la longitud total en jabalinas [m]. B
B
• Lr: longitud de la jabalina utilizada en cada localización [m]. B
B
• nR: es el número de jabalinas utilizadas. B
B
• a´: es igual a
2ha
para conductores enterrados a una profundidad h [m].
• 2a: es el diámetro del conductor de la malla [m]. • A: es el área cubierta por la malla [m2]. P
P
• 2b: es el diámetro de la jabalina [m]. • k1 y k2: si la relación ancho-largo de la retícula de la malla es igual a 1,00 B
B
B
B
k1 B
B
K2 B
B
h=0
1,37
5,65
h = 1 / 10 √ A
1,15
4,78
h=1/6 √A
1,08
4,45
5. Determinación de la corriente máxima por la malla
IG = Df I g
Donde:
• IG: es la corriente máxima por la malla [A]. B
B
• Ig: es la corriente rms simétrica por la malla [A]. B
B
• Df: es el factor de asimetría de la onda de corriente. B
B
Ig = S f I f Donde:
• If: es la corriente de falla total del sistema [A]. B
B
• Sf: factor de división que considera el porcentaje de corriente que va a circular por B
B
la malla.
Sf =
Z EQ Z EQ + R g
Donde:
• ZEQ: es la impedancia equivalente del circuito visto desde la subestación [Ω]. B
B
• Rg: es la resistencia de la malla [Ω]. B
B
6. Determinación del voltaje de toque para la geometría dada
Em = ρ K m K i
IG LM
Donde:
• Em: es el voltaje máximo de toque [V]. • IG: es la corriente máxima por la malla [A]. B
B
• ρ: es la resistividad del terreno [Ω m].
7. Determinación del voltaje de paso para la geometría dada
ES = ρ K S K i Donde:
• Es: es el voltaje máximo de paso [V]. • IG: es la corriente máxima por la malla [A]. B
B
• ρ: es la resistividad del terreno [Ω m].
8. Verificación del diseño de la puesta a tierra
IG LS
La geometría de puesta a tierra debe cumplir con las siguientes condiciones:
• ETOQUE 70 Kg > Em B
B
• EPASO 70 Kg > Es B
B
B
B
APENDICE C: EXPLICACIÓN DE LA SIMBOLOGÍA DE LOS TRX
Figura C.1.a.- Símbolo usado para la representación de los transformadores
El TRX es el transformador propiamente dicho. El chasis del TRX representa la estructura metálica de soporte del mismo. El chasis de la celda donde esta el TRX, hace referencia a la estructura metálica o celda en donde esta ubicado y encerrado el transformador. En la figura C.1.b. se aprecia una imagen real de un transformador de la planta los cortijos, donde se detallan las partes que componen al mismo, haciendo referencia a la simbología empleada.
Figura C.1.b.- Transformador subestación alumbrado.
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