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.

m P

2P Metro Cuadrado, unidad de superficie.

NFPA National Fire Protection Association (Asociación Nacional de

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:

tsSbIb /= (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):

Ω=1000Rb

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).

ρ*62 =fsR (2)

ρ*5,12 =fpR (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):

( ) IbfpRRbEt *2max += (4)

( ) IbfsRRbEs *2max += (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 sueloResistividad Promedio

(Omh*cm)Grava bien nivelada, mezcla arena-grava, poco o nada finas. 60.000 - 100.000

Grava mal nivelada, mezcla arena-grava, poco o nada finas.

100.000 - 250.000

Grava o roca arcillosa, grava mal nivelada, mezcla grava-arcilla. 20.000 - 40.000

Arenas cienagosas, mezcla arena-cieno mal nivelada. 10.000 - 50.000

Arena arcillosa, mezcla arena-arcilla mal nivelada.

5.000 - 20.000

Arenas finas cienagosas o arcillosas con poca plasticidad. 3.000 - 8.000

Arcillas inorganiccas de alta plasticidad. 1.000 - 5.500

Suelos cienagosos o arenosos finos, cieno elastico. 8.000 - 30.000

Arcillas con grava, arcillas arenosas, arcillas cienagosas, arcillas magras.

2.500 - 6.000

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]

12 7 2,32 3,3020 5,350010 7 2,95 5,2590 3,40908 7 3,71 8,3720 2,14406 7 4,67 13,2770 1,34804 7 5,89 21,1484 0,84812 7 7,42 33,6500 0,53311 19 8,43 42,5700 0,4230

1/0 19 9,45 53,4180 0,33542/0 19 10,60 67,4480 0,26603/0 19 11,90 85,0970 0,21104/0 19 13,40 107,1800 0,1673250 37 14,60 126,6930 0,1416300 37 16,00 151,8610 0,1180350 37 17,30 177,1470 0,0910500 37 20,70 252,7210 0,0710750 61 25,40 380,7250 0,0462

1000 61 29,30 506,3540 0,0354

Resistencia (Ohm/km)

Calibre del conductor AWG/MCM

Número de Hilos

Diametro de conductor (mm)

Sección del conductor (mm2)

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]

2 o < 1/0 o < 8 61 o 1/0 2/0 o 3/0 6 42/0 o 3/0 4/0 o 250MCM 4 2de 3/0 a 350MCM de 250MCM a 500MCM 2 1/0de 350MCM a 600MCM de 500MCM a 900MCM 1/0 3/0de 600MCM a 1100MCM de 900MCM a 1750MCM 2/0 4/0> de 1100MCM > de 1750MCM 3/0 250MCM

Calibre del mayor conductor de entrada a la acometida o calibre equivalente de conductores

paralelos

Calibre del conductor al electrodo de

puesta a tierra

CobreAluminio o Aluminio

recubierto de cobreCobre

Aluminio o Aluminio recubierto

de cobre

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]:

F

EDCBAR ++++= (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 R0 - 22. - 33. - 44. - 7

Mas de 7

ModeradoModerado a SeveroSevero

Tipo de RiesgoLigeroLigero Moderado

Tabla V - Índice A: Tipo de Estructura

Indice12

3545877888999

101010

Lugares de reunion pública como escuelas, iglesias, teatros, estadiosEstructuras delgadas como chimeneas, campanarios de iglesias, torres de control, faros, etcHospitales, casas de reposo, ancianatos, centros de discapacitadosEdificios para la manufactura, manejo o almacenaje de materiales peligrosos

Torres de agua y torres de enfriamientoLibrerias, museos, estructuras históricasEdificios de granjaCampos de golf y otros campos recreacionales

Edificio residencial, de oficinas o fábrica, de más de 46 m de altoEdificio de servicios municipales, bomberos, policia, agua, cloacas, etcHangaresCentrales generadoras de energía, centrales telefónicas

Cubriendo menos de 2323 m2 de área de piso Cubriendo más de 2323 m2 de área de pisoEdificio residencial, de oficinas o fábrica, de entre 15 m y 23 m de altoEdificio residencial, de oficinas o fábrica, de entre 23 m y 46 m de alto

EstructuraResidencia unifamiliar de menos de 465 m2Residencia unifamiliar de más de 465 m2Edificio residencial, de oficinas o fábrica, de menos de 15 m de alto:

Tabla VI - Índice B: Tipo de Construcción

Indice5341534253414331

Acero Estructural

MaderaCompuestoMetal - no continuoMetal - electricamente contiuo

Concreto Reforzado

MaderaCompuestoMetal - no continuoMetal - electricamente contiuo

Madera

MaderaCompuestoMetal - no continuoMetal - electricamente contiuo

Armazón de la Estructura Tipo de Techo

No metálico (Otra diferente a la madera)

MaderaCompuestoMetal - no continuoMetal - electricamente contiuo

Tabla VII - Índice C: Ubicación Relativa

Indice

12

45710

UbicaciónEstructuras 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 que se extienden más de 15,2 m por encima de la estructura adjacente o el terreno

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 m2Estructuras que se extienden hasta 15,2 m por encima de la estructura adjacente o el terreno

Tabla VIII - Índice D: Topografía

Indice1245Sobre cumbres se montañas

UbicaciónSobre terrenos planosSobre laderas Sobre cimas de colinas

Tabla IX - Índice E: Ocupación y Contenido

Indice1223456788891010

Equipos de operación críticaContenido históricoExplosivos e ingredientes explosivos

Materiales o equipos de gran valorServicios escenciales - policia, bomberos, etcPersonas fijas o pernoctandoLiquidos o gases inflamables - gasolina, hidrogeno, etc

GanadoPequeña reunión de personas - menos de 50Materiales combustiblesGran reunión de personas - más de 50

Ocupación y ContenidoMateriales no combstibles - no ocupadoMuebles y accesorios residencialesMuebles o equipos ordinarios

Tabla X - Índice F: Frecuencia de Descargas Atmosféricas

Indice987654321

61 - 70Sobre 70

21 - 3031 - 4041 - 5051 - 60

Nivel Isoceráunico0 - 5

6. - 1011. - 20

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]

Tipo de Conductor Standard Metrico Standard Metrico

Terminal Aéreo Solido Diametro 3/8 in 9,5 mm 1/2 in 12,7 mm

Terminal Aérero Tubular Diametro 5/8 in 15,9 mm 5/8 in 15,9 mmWall Thickness 0,033 in 0,8 mm 0,064 in 1,6 mm

Conductor Bajante, Cable Calibre por hilo 17 AWG 14 AWGPeso por longitud 187 lb/1000 ft 278 g/m 95 lb/1000 ft 141 g/mSeccion Transversal 57.400 CM 29 mm2 98.600 CM 50 mm2

Conductor Bajante, Thickness 0,051 in 1,30 mm 0,064 in 1.63 mmSolido desnudo Width 1 in 25,4 mm 1 in 25,4 mm

Conductor Bonding, Cable Calibre por hilo 17 AWG 14 AWG(Solido o Trenzado) Seccion Transversal 26.240 CM 41.100 CM

Conductor Bajante, Thickness 0,051 in 1,30 mm 0,064 in 1.63 mmSolido desnudo Width 1/2 in 12,7 mm 1/2 in 12,7 mm

Cobre Aluminio

Tabla XII - Mínimos Requerimientos para Materiales Clase II [5]

Tipo de Conductor Standard Metrico Standard Metrico

Terminal Aéreo Solido Diametro 1/2 in 12,7 mm 5/8 in 15,9 mm

Conductor Bajante, Cable Calibre por hilo 15 AWG 13 AWGPeso por longitud 375 lb/1000 ft 558 g/ m 190 lb/1000 ft 283 g/mSeccion Transversal 115.000 CM 58 mm2 192.000 CM 97 mm2

Conductor Bonding, Cable Calibre por hilo 17 AWG 14 AWG(Solido o Trenzado) Seccion Transversal 26.240 CM 41.100 CM

Conductor Bajante, Thickness 0,051 in 1,30 mm 0,064 in 1,63 mmSolido desnudo Width 1/2 in 12,7 mm 1/2 in 12,7 mm

Cobre Aluminio

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 0,3m P

2P

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

Alta: SIBaja: SIAlta: SIBaja: SIAlta: SIBaja: NOAlta: SIBaja: NOAlta: NOBaja: SIAlta: N/ABaja: SIAlta: NOBaja: SIAlta: NOBaja: SIAlta: NOBaja: SIAlta: NOBaja: SIAlta: NOBaja: SIAlta: NOBaja: SIAlta: NOBaja: SIAlta: NOBaja: SIAlta: NOBaja: SIAlta: N/ABaja: N/AAlta: N/ABaja: N/A

Conexión de

neutro y tierra

Conexión con chasis de

celda

Conexión

hacia tablerosCondensadores

evaporativos NO SI SI. Barra en el tablero de baja. NO

Sub EstaciónConexión a

Tierra Local

Conexión con

el SPT central

NO

Sala de máquinas 1 SI NO SI. En la celda. NO

Calderas NO SI NO.

NO

Sala de máquinas 3 SI NO SI. En la celda. SI

Sala de máquinas 2 SI SI SI. En la celda.

NO

Cocimiento 1 SI NO SI. Barra en el tablero de baja. NO

Seadora de nepe NO SI SI. En la celda.

NO

Edificio Administrativo SI NO SI. En la celda. SI

Cocimiento 2 SI NO SI. Barra en el tablero de baja.

NO

Sala de llena 1 SI NO SI. En la celda. NO

Alumbrado SI NO SI. En el tablero de baja.

SI

Tratamiento de agua SI NO NO. NO

Sala de llena 2 SI NO SI. En la celda.

NO

Planta piloto SI NO SI. En la celda. NO

California sur SI NO NO.

N/A

Principal 2 SI SI SI. En la sala de alta tensión. N/A

Principal 1 SI SI SI. En la sala de alta tensión.

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:

LR *ρ= (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:

RgroundRcond

RgroundIfIcond+

=

(8)

Si se quieren obtener los porcentajes de lo que circula por cada elemento

(conductor o tierra), simplemente:

100*(%)If

IcondIcond = (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

S/E Cond. Evaporativos y Calderas 95mS/E Sala de Máquinas 1, 2 y 3 110mS/E Secadora de Nepe 40mS/E Cocimiento 1 y 2 230mS/E Edif. Administrativo 300mS/E Sala de llena 1 y 2 y Alumbrado 180mS/E Tratamiento de Agua 230mS/E California sur 250mS/E Planta piloto 150m

Sub EstaciónLongitud del Conductor de

puesta a tierra (m)

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:

kmkm

OhmRcond 300,0*1673,0=

Ω= 05019,0Rcond

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:

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛=

dhLog

hRground 3*366,0 ρ (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:

⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛=

mmLog

mmOhmRground

0127,03*3

3*25*366,0

Ω= 69,8Rground

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:

100*05019,069,8

69,8100*(%)+

=+

=RcondRground

RgroundIcond

%42,99(%) =Icond

100*05019,069,8

05019,0100*(%)+

=+

=RcondRground

RcondIground

%58,0(%) =Iground

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:

0135,0=Sb

sts 1=

Ω=1000Rb

Ω=Ω== 15025*6*62 mfsR ρ

Ω=Ω== 5,3225*5,1*5,12 mfpR ρ

mAtsSbIb 1,1161

0135,0/ ===

( ) AIbfpRRbEt 1161,0*)5,321000(*2max Ω+Ω=+=

VEt 87,119max =

( ) AIbfsRRbEs 1161,0*)1501000(*2max Ω+Ω=+=

VEs 52,133max =

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:

69,8*)0058,0*1,491.9(* == RIE

VE 37,478=

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.

69,8*)0058,0*2000(* == RIE

VE 81,100=

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.

• 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.

• 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)

Tablero de Alta tensión - Neutro.Neutro - Neutro S/E calderas.Chasis transformador - Tab. principal baja tensión.Chasis transformador - Barra neutro tab. baja tensión.

Sala de máquinas 1 Neutro - Chasis del transformador (dentro de la celda).Sala de máquinas 2 Neutro - Chasis del transformador (dentro de la celda).Sala de máquinas 3 Neutro - Chasis del transformador (dentro de la celda).

Seadora de nepe Neutro - Chasis del transformador (dentro de la celda).Barra neutro - Toma de tierra cocimiento (1 de ellas).Chasis del transformador - Barra de neutro.

Cocimiento 2 Chasis del transformador - Barra de neutro.Neutro - Chasis del transformador (dentro de la celda).Tablero de Alta tensión - Toma de tierra edif. adm.

Sala de llena 1 Neutro - Chasis del transformador (dentro de la celda).Sala de llena 2 Neutro - Chasis del transformador (dentro de la celda).California sur Chasis transformador - Chasis transformadorPlanta piloto Neutro - Chasis del transformador (dentro de la celda).

Cond. evaporativos

Cocimiento 1

Edif. Administrativo

Sub Estación Conductor a desconectar

Tabla XVI - Cambios en el SPT (elementos a conectar o 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 celdaConductor sala de alta - Tablero de alta tensiónChasis transformador - Barra tierra tab. de baja tensión.Chasis transformador - Chasis celdaBarra 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 celdaChasis transformador - Barra tierra tab. de baja tensión.Neutro transformador - Barra neutro tab. de baja.Chasis transformador - Chasis celdaChasis 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 celdaBarra 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 celdaChasis transformador - Barra tierra tab. de baja tensión.Chasis transformador - Chasis celdaBarra de tierra en el tablero de baja tensión.Chasis transformador - Barra tierra tab. de baja tensión.Chasis transformador - Tab. Alta tensiónBarra 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 celdaChasis transformador - SPT de la planta.Chasis transformador - Chasis celdaChasis transformador - Barra tierra tab. de baja tensión.Barra de tierra tab. baja - Barra de neutro tab. baja.

Sala de llena 2 Chasis transformador - SPT de la planta.

Alumbrado

Sala de llena 1

Seadora de nepe

Cocimiento 1

Cocimiento 2

Edif. Administrativo

Calderas

Sala de máquinas 1

Sala de máquinas 2

Sala de máquinas 3

Sub Estación Condutor u otro a instalar

Cond. evaporativos

Cont. Tabla XVI - Cambios en el SPT (elementos a conectar o instalar)

Barra de tierra en el tablero de baja tensión.Chasis transformador - Barra tierra tab. de baja tensión.Chasis transformador - Chasis celdaChasis transformador - Tab. alta tensiónBarra 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.Chasis transformador - Barra tierra tab. de baja tensión.Chasis transformador - Chasis celdaChasis transformador - SPT de la planta.Barra de tierra en el tablero de baja tensión.Barra de tierra tab. baja - Barra de neutro tab. baja.Chasis transformador - Barra tierra tab. de baja tensión.Chasis transformador - Chasis celdaChasis transformador - SPT de la planta.

Planta piloto

Sub Estación Condutor u otro a instalar

Tratamiento de agua

California sur

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:

• 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

• 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

• 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:

• Edificio administrativo y elaboración:

Tabla XVII - Factor de Riesgo edificio administrativo y elaboración

# Indice Descripcion del Indice Clasificacion de la Estructura ValorA Tipo de Estructura Edificio res, de ofic. o fábrica, de entre 23 m y 46 m de alto 5B Tipo de Construcción Concreto Reforzado, Tipo de Techo: Compuesto 3C Ubicacion Relativa Estruc. hasta 15,2 m por encima de estruc. adjacente o el terren 7D Topografia Sobre terrenos planos 1E Ocupacion y Contenido Materiales o equipos de gran valor 7F Frecuencia de Desc. At. Caracas - Venezuela 6

671735 ++++

=++++

=F

EDCBAR

38,3)

=R

Factor de riesgo: Moderado

• Servicio Industrial:

Tabla XVIII - Factor de Riesgo servicio industrial

# Indice Descripcion del Indice Clasificacion de la Estructura ValorA Tipo de Estructura Edificio res, de ofic. o fábrica, de menos de 15 m de alto: 5B Tipo de Construcción Concreto Reforzado, Tipo de Techo: Compuesto 3C Ubicacion Relativa Estructuras en áreas de estructuras bajas, Estructuras Grandes 5D Topografia Sobre terrenos planos 1E Ocupacion y Contenido Materiales o equipos de gran valor 7F Frecuencia de Desc. At. Caracas - Venezuela 6

671535 ++++

=++++

=F

EDCBAR

5,3=R

Factor de riesgo: Moderado

• Envasado:

Tabla XIX - Factor de Riesgo envasado

# Indice Descripcion del Indice Clasificacion de la Estructura ValorA Tipo de Estructura Edificio res, de ofic. o fábrica, de menos de 15 m de alto 5B Tipo de Construcción Acero Estructural, Tipo de Techo: Metal - no continuo 3C Ubicacion Relativa Estructuras en áreas de estructuras bajas, Estructuras Grandes 5D Topografia Sobre terrenos planos 1E Ocupacion y Contenido Materiales o equipos de gran valor 7F Frecuencia de Desc. At. Caracas - Venezuela 6

671535 ++++

=++++

=F

EDCBAR

5,3=R

Factor de riesgo: Moderado

• California sur:

Tabla XX - Factor de Riesgo California sur

# Indice Descripcion del Indice Clasificacion de la Estructura ValorA Tipo de Estructura Edificio res, de ofic. o fábrica, de menos de 15 m de alto 5B Tipo de Construcción Acero Estructural, Tipo de Techo: Metal - no continuo 3C Ubicacion Relativa Estructuras en áreas de estructuras bajas, Estructuras Grand 7D Topografia Sobre terrenos planos 1E Ocupacion y Contenido Materiales o equipos de gran valor 7F Frecuencia de Desc. At. Caracas - Venezuela 6

671535 ++++

=++++

=F

EDCBAR

5,3=R

Factor de riesgo: Moderado

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:

( )S

SSKgPASO tCE 157,06100070 ρ+=

( )S

SSKgPASO tCE 157,05,1100070 ρ+=

• ρ BS B es la resistividad de la capa superficial en [Ω m].

• tBS B es el tiempo de exposición a las corrientes (tiempo de despeje de la falla) [seg].

• C BS B se determina según la expresión:

( )09,02

109,01

+

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−

−=S

SS h

Cρρ

• ρ es la resistividad aparente del terreno en [Ω m].

• ρ BS B es la resistividad de la capa superficial en [Ω m].

• hBS B es el espesor de la capa superficial en [m].

2. Determinación del calibre del conductor del sistema de puesta a tierra

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛++

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

−

aO

mO

rrCmm TK

TKnl

tTCAPAI

ρα

410.2

Donde:

• I: es la corriente rms [kA].

• A Bmm2 B: es la sección del conductor [mmP

2P].

• T BmB:B Bes la temperatura máxima permisible [ºC].

• T BaB: es la temperatura ambiente [ºC].

• T BrB: es la temperatura de referencia del conductor [ºC].

• α Br B: es el coeficiente de resistividad térmica a la temperatura de referencia [1/ºC].

• ρ Br B: es la resistividad del conductor [μΩ-cm]:

• KBO B:B Bes igual a 1/ α Br B - TBr B [ºC].

• tBCB: es la duración de la corriente o de la falla [seg].

• TCAP es la capacidad térmica por unidad de volumen [J / ( cmP

3P . ºC )].

3. Cálculo de constantes asociadas a la geometría de la malla de puesta a tierra

( )( ) ⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−

+−+

+⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

128

482

1621 22

nnl

KK

dh

dDhD

dhDnlK

h

iim ππ

1=iiK si la malla posee jabalinas

( )nii

nK 2

2

1= si la malla no posee jabalinas

(19)

Oh h

hK += 1 con hBO B = 1 m

nKi 148,0644,0 +=

( ) ⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡−+

++= −25,0111

211 n

S DhDhK

π

Si existen jabalinas en el perímetro de la malla:

⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢

⎣

⎡

⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛

+++=

2222,155,1

YX

rRCM

LL

LLLL

Si no existen jabalinas en el perímetro de la malla:

RCM LLL +=

RCS LLL 85,075,0 +=

Donde:

• KBmB: es el factor de espaciamiento para voltajes de paso de toque.

• KBii B: es el factor de corrección por el efecto de los conductores internos de la malla.

• KBhB: es el factor de corrección que pondera el efecto de la profundidad de la malla.

• KBi B: es el factor de corrección por geometría de la malla.

• KBS B: es el factor de espaciamiento para voltajes de paso.

• 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.

• LBCB: es la longitud total de conductor que forma la malla [m].

• LBR B: es la longitud total en jabalinas [m].

• LBM B: es la longitud efectiva para cálculo del voltaje de toque en m.

• LBS B: es la longitud efectiva para cálculo del voltaje de paso [m].

• LBr B: longitud de la jabalina utilizada en cada localización [m].

• LBX B: longitud máxima de la malla en el eje x [m].

• LBY B: longitud máxima de la malla en el eje y [m].

4. Determinación del valor de la resistencia de puesta a tierra

m

mg RRR

RRRR

221

221

−+−

=

Con:

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡−+⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛= 2

11 '

2k

ALk

aL

nlL

R CC

Cπρ

( )⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡−+−⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛=

212 1214

2 RRR

RR

nALk

bLnl

LnR

πρ

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡+−+⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛= 1

22

1 kALk

LL

nlL

R C

r

C

Cm π

ρ

Donde:

• R Bg B: es la resistencia de puesta a tierra resultante [Ω].

• R B1B: es la resistencia asociada a la malla [Ω].

• R B2B: es la resistencia asociada a las jabalinas [Ω].

• R BmB: es la resistencia mutua entre la malla y las jabalinas [Ω].

• ρ: es la resistividad del suelo [Ω m].

• LBCB: es la longitud total de conductor que forma la malla [m].

• LBR B: es la longitud total en jabalinas [m].

• LBr B: longitud de la jabalina utilizada en cada localización [m].

• nBR B: es el número de jabalinas utilizadas.

• a´: es igual a ah2 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 [m P

2P].

• 2b: es el diámetro de la jabalina [m].

• kB1 B y kB2 B: si la relación ancho-largo de la retícula de la malla es igual a 1,00

kB1 B KB2 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

gfG IDI =

Donde:

• IBG B: es la corriente máxima por la malla [A].

• IBg B: es la corriente rms simétrica por la malla [A].

• D BfB: es el factor de asimetría de la onda de corriente.

ffg ISI =

Donde:

• IBfB: es la corriente de falla total del sistema [A].

• SBfB: factor de división que considera el porcentaje de corriente que va a circular por

la malla.

gEQ

EQf RZ

ZS

+=

Donde:

• ZBEQ B: es la impedancia equivalente del circuito visto desde la subestación [Ω].

• R Bg B: es la resistencia de la malla [Ω].

6. Determinación del voltaje de toque para la geometría dada

M

Gimm L

IKKE ρ=

Donde:

• Em: es el voltaje máximo de toque [V].

• IBG B: es la corriente máxima por la malla [A].

• ρ: es la resistividad del terreno [Ω m].

7. Determinación del voltaje de paso para la geometría dada

S

GiSS L

IKKE ρ=

Donde:

• Es: es el voltaje máximo de paso [V].

• IBG B: es la corriente máxima por la malla [A].

• ρ: es la resistividad del terreno [Ω m].

8. Verificación del diseño de la puesta a tierra

La geometría de puesta a tierra debe cumplir con las siguientes condiciones:

• EBTOQUE 70 Kg B > EBmB

• EBPASO 70 Kg B > Es

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.