Protección contra descargas eléctricas atmosféricas para líneas de transmisión y distribución de energía eléctrica

31. PROTECCIÓN CONTRA DESCARGAS ELÉCTRICAS ATMOSFÉRICAS PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGIA ELECTRICA. 

ANTECEDENTES

El diseño de Protección contra descargas eléctricas atmosféricas para Sistemas de Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica, ha experimentado muy pocos cambios, y consecuentemente, ha tenido muy poco desarrollo en los últimos 50 años. Las herramientas y dispositivos usados para la Protección contra descargas eléctricas atmosféricas, están limitadas a productos y técnicas tales como: 

a. Arrestadores 

b. Espaciamiento 

c. Hilos de Guarda (Líneas Estáticas o Hilos de Tierra) 

d. Relevadores para operar interruptores de circuitos 

e. Componentes de Sistemas de Tierra convencionales 

f. Incremento en los niveles básicos de aislamiento 

Durante los pasados 20 años, se han introducido al mercado, una serie de nuevas herramientas y dispositivos, lo que ha hecho posible alcanzar una mayor medida de PROTECCIÓN. Estas herramientas y dispositivos son: 

1. El Sistema Disipador Dual (DDS) 

2. El Sistema Desviador Spline Ball Ionizer (SBDS) 

3. El Electrodo de Tierra del Tipo Barra Química (CHEM- ROD®) 

4. El Relleno Acondicionador para la Tierra (GAF) 

5. El Interceptor de Eventos Eléctricos Transitorios o Supresor de Picos. 

De los dispositivos antes enumerados, los Spline Ball Dissipators (SBDS) han probado una importante disminución en las salidas de operación inducidas por descargas eléctricas atmosféricas y los DDS, una total eliminación de las salidas de operación, relacionados con rayos. Cuando se comparan estos dos nuevos sistemas con los sistemas convencionales actualmente en uso, no queda duda de que estos nuevos dispositivos han incrementado el posible desempeño en línea, a través del uso de los componentes de estos nuevos sistemas. Además, un análisis de las salidas de operación de las líneas, involucran los incrementos de la protección convencional y la duda de no usar al menos alguna de estas técnicas. A los hilos de guarda, se les debe dar una consideración especial. Es por tanto deseable, analizar el hilo de guarda principal y sus desventajas, y comparar su desempeño de acuerdo con las nuevas tecnologías. 

LA INFLUENCIA DE LOS IMPACTOS DE RAYO EN LOS HILOS DE GUARDA 

Para determinar la efectividad de los hilos de guarda, es necesario solamente analizar el impacto de una descarga, a una línea que se considera típica con parámetros convencionales. Para este fin, fue hecho un análisis, asumiendo dos impactos directos de consideración, al hilo de guarda, a media distancia y al poste. Dos longitudes de espaciamiento típicas y dos valores de resistencia de tierra, se usaron para los puntos de Puesta a Tierra de cada poste. Se usó un conductor de bajada de cobre sólido calibre Nº 6 AWG, por cada poste. El voltaje inducido en el conductor de fase con espaciamientos de un metro y dos metros, fue calculado usando un 50% del impacto y un 75% del impacto, con un aumento de tiempo a la corriente pico de ambos de un (1) microsegundo y ocho (8) microsegundos. Se consideró que la descarga eléctrica alcanzó la parte media del hilo de guarda con una magnitud de I, como se muestra en la Figura 1. El circuito equivalente, puede ser aproximadamente, como el circuito mostrado en la Figura 2.

Figura 1

Figura 2

D = Espacio entre Hilo de Guarda y Conductor de Fase 

V = Voltaje inducido 

dt = Tiempo a la cresta 

Rg = 25 Ohms (resistencia de tierra en los postes) 

La Tabla 1, presenta la inductancia estimada del hilo de guarda en la cercanía del poste, en ambas direcciones, más la inductancia del conductor de bajada. Se consideró una resistencia de Puesta a Tierra de 25 a 50 Ohms. Los postes de metal y las torres metálicas, reducirán la impedancia del conductor de bajada de tal manera que éste puede omitirse. Incluso, 10 metros del alambre de bajada del # 6 AWG, disminuirán hasta en 10% el total de la impedancia, y por tanto, tendrán menor influencia en el incremento del voltaje del hilo de guarda. 

Los resultados del 50% de los impactos a los hilos de guarda, se muestran en la Tabla 2. en términos de voltaje inducido en los conductores de fase adyacentes.

La Tabla 3, muestra los resultados al 70% del impacto. Estos están expresados en función de la longitud del espacio entre postes (1), el espaciamiento (d), la resistencia de aterrizaje (R), la corriente pico (I) de los impactos a UNO y OCHO microsegundos de tiempo.  

Alambre # 6 dt = tiempo a la cresta H = 10 metros 

Notar que el voltaje inducido resultante en los conductores de fase, es al menos 110 KV, pero puede ser tan alto como 3000 KV, para solo un 70% de impactos. Tres de cada 10 impactos, terminan en esa línea que igualará o excederá el 70% de la corriente pico, generando voltajes inducidos en los conductores de fase, en más de 3000 KV. Si bien el 50% de los impactos de rayo son en promedio de entre 20 y 30 mil amperes, las corrientes de pico máximas medidas excederán los 500 mil amperes. 

En contraste, los impactos en o cerca del soporte de la estructura en el hilo de guarda, como se ilustra en la Figura 3, induce un bajo voltaje proporcionalmente en los conductores de fase, como se relaciona en las Tablas 4 y 5. Estos también están basados en los mismos parámetros de la línea, ver la Figura 4. Notar que bajo estas condiciones, los rangos de voltajes inducidos, van de uno bajo de 56 KV, a los que exceden los 830 KV. Como se ilustra en la Tabla 4, estos bajos voltajes son el resultado de la proximidad del “punto de terminación” al conductor de bajada / conexión a tierra. 

Este es el resultado de una significativa baja corriente, circulando en el hilo de guarda, hacia los postes adyacentes. Esto también demuestra, la importancia de atraer o colectar los rayos en el soporte de la estructura, antes que a lo largo del hilo de guarda entre poste y poste. 

Figura 3

Figura 4

Las conclusiones de este análisis son claras y trascendentes: 

1. Los impactos directos colectados por el hilo de guarda (o blindaje), no ofrecen ninguna protección importante contra el flameo o arqueo (flashover) causado por las terminaciones de rayos en el hilo de guarda. 

2. Los impactos directos en o muy cerca de los soportes de las estructuras, inducen mucho menos voltaje en los conductores de fase. 

3. Los hilos de guarda o blindajes, ofrecen muy poca o ninguna protección contra los flameos o arqueos resultantes de los impactos de rayo directos a las líneas de transmisión, que operan a altos voltajes. 

4. Existe una duda razonable en relación al Costo-efectividad de los hilos de guarda en general. 

TECNOLOGÍAS NUEVAS Y MÁS EFECTIVAS 

De acuerdo con los datos anteriores, es obvio que: 

- Los rayos colectados a lo largo del claro o la distancia interpostal, deberán eliminarse para alcanzar cualquier reducción importante en la relación de flameo (flashover) inducido por las descargas eléctricas atmosféricas. 

- La eliminación de TODOS los riesgos de impactos directos, es el objetivo más deseable en los sistemas de protección contra descargas eléctricas atmosféricas. 

Información derivada de los pasados 20 años, ha revelado que ambos objetivos son posibles. El Sistema Disipador Dual (DDS) de LEC, ha probado que pueden prevenirse TODOS los impactos directos que terminen en cualquier Sistema de Transmisión o Distribución, protegido por el DDS. El Sistema Spline Ball Dissipator (SBDS), ha probado que los rayos en y a lo largo del claro interpostal, pueden eliminarse y pueden desviarse a las estructuras de soporte y mantenerlos fuera de los hilos de guarda en su totalidad. 

1. El Sistema Disipador Dual (DDS) 

En algunos de los documentos técnicos (1) , se ha descrito un Sistema de Prevención de impactos de Rayos, conocido como el Sistema de Arreglo de Disipación® (DAS®)/(CTS). El DAS®/ / CTS, ha acumulado más de 40 años de historia operando exitosamente. Existen más de 10 mil sistemas instalados en todo el mundo, y la mayoría de ellos, operando en áreas de un alto nivel ISOKERÁUNICO, en donde hubieron grandes daños, ocasionados por descargas eléctricas atmosféricas antes de instalar el DAS/CTS, y donde después no se han registrado daños relacionados con los rayos. Torres de más de 1750 pies (573 mts) de altura y áreas de más de 3 km2, han sido protegidas totalmente de la actividad eléctrica de una tormenta. Como una parte de las instalaciones de estos sistemas, el DDS se ha usado por más de 40 años, PREVINIENDO rayos en los sistemas protegidos. 

El DDS, está basado principalmente en el DAS/CTS, el cual a su vez se basa en el principio del fenómeno de Electrostática conocido como “Punta de Descarga”. El principio del Punto de Descarga, se describe en detalle, dentro del documento técnico (3) (Lightning Strike Protection, Criteria, Concepts and Configuration), y es un método de descarga de la carga inducida, en un área de la superficie de la tierra, durante el paso de una nube de tormenta sobre esa área. Descargando la carga inducida, se obtiene como resultado, una reducción del voltaje inducido en ese sistema, y en el campo electrostático que está presente entre el Sistema y la Célula de Tormenta (Nube de Tormenta). 

Estos campos eléctricos, normalmente alcanzan niveles de entre 10 KV y 30 KV, por metro de elevación sobre el nivel de la tierra y la célula de tormenta durante una tormenta madura. 

La Figura 5, muestra el voltaje resultante en una línea de distribución tipo. El DDS, reduce ese campo eléctrico a menos de una décima del valor normal dentro de su esfera de influencia. La Figura 6, muestra los voltajes resultantes en una línea de distribución protegida con DDS. 

Disminuyendo el campo eléctrico alrededor de las líneas protegidas, se logran dos objetivos importantes: 

1. El voltaje en el DDS y en los conductores de fase, es disminuido significativamente, de tal manera que no se podrán convertir en un receptor de una descarga de rayo directa. Las instalaciones que se encuentren alrededor de las líneas protegidas por el DDS, no sufrirán afectaciones si no están fuera del área de la esfera de influencia del DDS. 

2. Los voltajes transitorios en los conductores de fase que son inducidos normalmente por las elevaciones y caídas del campo eléctrico circundante, han probado ser también la causa del flameo (flashover), aún en las líneas de distribución de bajo voltaje. 

Las pruebas de desempeño, fueron proporcionadas por el cliente que tiene instaladas 2 líneas en paralelo (Ver Figura 7), de cerca de 3.5 millas de longitud, operando a 13.8 KV y que corren a lo largo de la misma carretera. Una de las líneas, tuvo salidas de operación durante casi todas las tormentas, y su BIL fue menos de la mitad que el de la otra línea. LEC protegió esa línea con un Sistema Disipador Dual y a partir de entonces, no hubieron más salidas de operación de la línea relacionadas con rayos. La línea no protegida, mantuvo su promedio de salidas de operación. 

El DDS, es un sistema de prevención contra rayos muy efectivo, pero su costo puede ser casi el doble de lo que cuesta un Sistema de Hilo de Guarda. Sin embargo, este es el único sistema para prevenir los rayos en un 100%. 

Figura 5

Figura 6

Detalle del sistema disipador dual

Figura 7

El Sistema Spline Ball Diverter (SBDS) 

Cuando es aceptable el riesgo de un pequeño número de salidas de operación de una línea, el SBDS de LEC, ofrece una alternativa muy efectiva a menor costo, cuando se compara con otras opciones. Su costo puede ser menos de la mitad, que el de un sistema de hilo de guarda convencional y resulta mucho más efectivo. Satisface con mucho, la alternativa de solución a la protección contra descargas eléctricas atmosféricas directas, sobre líneas de transmisión o distribución. Esto es, previene los rayos tanto en los conductores de fase, como en los hilos de guarda, colectando los rayos en las estructuras de soporte, que de otra manera, ocasionarían la salida de operación. El Spline Ball Ionizer ® (SBI-48) de LEC, es un dispositivo patentado que ha probado ser un muy eficiente colector de rayos, como se ilustra en la Figura 8. El SBI® , tiene más de 100 puntas, orientadas en todas direcciones. Los requisitos de esta configuración y su eficiencia para colectar los rayos, hacen evidente la información siguiente. 

Figura 8.1

Figura 8.2

Un efectivo y más competitivo colector de impactos directos de rayo para líneas de transmisión y distribución, debe satisfacer dos criterios: 

a. Localizarse en el LUGAR CORRECTO, para interceptar cualquier descarga eléctrica atmosférica que PUEDA CAUSAR salidas de operación. Descargas eléctricas de baja energía, pueden ser ignoradas como no importantes. 

b. Poder crear el COLECTOR MÁS COMPETITIVO / GENERADOR DE FLÁMULA en el área indicada. 

El LUGAR CORRECTO, está dentro de un volumen de forma hemisférica conocido como “La Zona del Rayo” (Figura 9). Uman (2) establece que la “distancia de interceptación del rayo” del líder de la descarga eléctrica atmosférica, está limitada entre 10 y 200 metros, y es directamente proporcional a la corriente que circula en el canal de descarga del rayo o a la carga eléctrica dentro de la célula de tormenta. Por lo tanto, esta distancia define el radio de la zona potencial del rayo, la cual es igual a la “distancia de intercepción del rayo”. Los datos de Uman, muestran que la “flámula” (streamer) más competitiva dentro de la distancia de intercepción del rayo o zona de impacto, colectará al canal de descarga del rayo. 

Figura 9 Configuración de la zona del rayo

El COLECTOR MÁS COMPETITIVO, es una flámula (streamer) generada por algún dispositivo de carga estática de la tierra, que alcanza el primer canal de descarga que baja de la célula de tormenta. Para “ganar” la competencia del generador de flámula, deberá ser el más eficiente de esas fuentes de potenciales de flámulas dentro de la zona del rayo. Alternativamente, ENVIAR la flámula más competitiva DENTRO de la zona del rayo.  

Investigaciones de la electrostática de la atmósfera, han demostrado que objetos terminados en punta inmersos en un campo electrostático de suficiente magnitud, generarán flámulas (streamers). Mientras más puntiagudo sea el objeto, más rápidamente se creará la flámula. El generador de flámulas más competitivo, deberá también estar orientado hacia el canal de descarga descendente, o al mismo eje. Sin embargo, el paso líder de la descarga, puede orientarse a cualquier dirección, el colector más eficiente, deberá tener puntas hacia adelante en todas direcciones, a las que el paso líder podrá alcanzar. 

La habilidad del colector/generador de flámulas del Spline Ball Ionizer (SBI®), supera la de otros componentes que hacen que la protección a las líneas de transmisión y distribución, sea mayor por un importante margen, lo que ha sido demostrado por diferentes pruebas (4). Excepto por la estructura de soporte en sí, solamente la flámula competitiva que podría adelantar un eventual flameo, vendría de los conductores de fase o de los hilos de guarda. Sin embargo, esos hilos tienen una superficie redonda y lisa, lo que limita o suprime la flámula, y no tiene una importancia contra una fuente de generación de flámulas de puntas. Es bien sabido, que superficies lisas y redondas, tienden a suprimir el efecto “corona” y subsecuentes flámulas. La electrostática demuestra, que la superficie lisa y redonda, MANTIENE una carga, y no generará flámulas fácilmente. Sin embargo, mientras mayor sea el diámetro del alambre, se requiere mayor voltaje inducido por el campo eléctrico, para producir la flámula, aún cuando el voltaje en esa línea es aumentado con el voltaje inducido por el campo electrostático. Las pruebas dicen, que los diámetros de los cables usados en líneas de transmisión y distribución, requieren de voltajes elevados para hacer que los cables produzcan una flámula capaz de colectar una descarga, en comparación con una fuente de puntas adecuada para este fin. 

Por lo tanto, los conductores de fase e hilos de guarda, no representan ninguna competencia si se comparan con el SBI® de LEC. Ellos quedarían en gran desventaja con los SBI® , cuando los rayos potenciales estén dentro, o muy cerca, de la Esfera de Influencia del SBI®. 

La única localización práctica para el colector SBI® , es en el tope de cada estructura de soporte. La Figura 10 ilustra una de esas instalaciones, así también, como se instalaría en un poste de una línea de distribución. La Figura 11, muestra la instalación del SBI, en una línea de transmisión de 115 KV de la Cía. Mississippi Power & Light Company. El tamaño y forma de la “Zona de Colección” del SBI, es mayor al tamaño y forma de una zona de descarga de rayo dada, pero rotada 180º como se ilustra en la Figura 12. Con el Sistema Spline Ball Dissipator (SBDS), una “zona de colección de rayo”, se forma alrededor de cada estructura de soporte. El radio (ds), es al menos igual a la zona del rayo o a la distancia de intercepción de una descarga eléctrica para ser colectada, y se espera de un diámetro mucho mayor. 

Figura 10

Figura 11

Figura 12

FACTOR DE LAS LONGITUDES DE ESPACIO INTERPOSTAL 

Un colector ideal de rayos, tiene algunas limitaciones en relación al rango de colección. Ese rango de terminación o interceción de rayos, está relacionado con la longitud del espaciamiento interpostal o espacio entre estructuras de soporte, donde están instalados los SBI®. 

Cuando se usan SBI®s como colectores y se montan en las estructuras de soporte de línea, la influencia de la distancia entre esos soportes o longitud de espaciamiento, deberá relacionarse con la Zona de Rayo para esa línea. La figura 13, muestra el tamaño de la zona del rayo, en función de la corriente pico del rayo y el riesgo que representa ese rayo. El radio de la zona del rayo, es conocido por ser proporcional a la corriente pico en el canal de descarga del rayo. Puede variar de 15 a 160 metros para rayos de polaridad negativa. Los rayos de polaridad positiva, siempre producen grandes zonas de rayos, extendiéndose a más de 260 metros. Por lo tanto, usando el radio de la zona de rayo de los rayos de carga de polaridad negativa, para definir la zona de colección requerida para una línea dada, el BIL provee un diseño objetivo conservador. Cualquier zona de colección y relacionada con longitudes de espaciamiento interpostal, debe ser relacionada a la mínima corriente pico que iniciaría la salida de operación, la cual está en función del BIL de la línea y las características del sistema de Puesta a Tierra. Sin embargo, deberá darse por entendido de que espacios interpostales moderadamente grandes, representan menor riesgo, el cual puede estimarse en la Figura 13. 

La Tabla 6, muestra paso por paso, un proceso para el diseño de protección de líneas de transmisión y distribución, usando el SBDS con uno o más SBI® instalados en cada estructura de soporte de línea para colección de rayos. Para la construcción de nuevas líneas de transmisión y distribución, este sistema ofrece las bases para determinar la longitud máxima de la distancia interpostal, que asegure la colección de todos los rayos. Resumiendo, debido a que las características como colector de rayos de las líneas con cables son muy limitadas, estas siguen encabezando al diseño más conservador. 

Figura 13 Relación de la magnitud de la zona del rayo. Riesgo de las corrientes de pico

Radio en metros

La Figura 14, muestra las Zonas de Colección del SBI® en el centro y circundando las estructuras de soporte de la línea. Cuando los claros interpostales son mayores a los que se consideran deseables, es necesario tomar en cuenta dos factores: 

1. Todos los rayos de mayor potencia serán colectados, ya que tienen mucho mayor zona de colección que la marginal y menor energía de impacto. Los rayos con corrientes pico bajas, no causarán salidas de operación. En el peor de los casos, solamente un pequeño porcentaje puede causar la salida de operación de la línea (estimado en la Figura 13). 

2. Ya que los únicos que no pueden colectar los rayos, son los cables lisos y redondos de las líneas con claros de longitudes máximas, el riesgo de penetración por “rayos marginales” es muy baja o nula. 

Cálculos hechos previamente, ofrecen datos que prueban ser muy conservadores. Estos datos resultan de dos factores como se muestra en la Figura 14, que es la zona de colección contra la zona del rayo potencial. 

Esto no puede ser precisado por un soporte matemático, debido al factor “competencia”, entre los generadores del streamer o flámula potencial en el área de la media distancia interpostal. Los factores que influyen incluyen: 

1. La competencia entre el SBI®, el colector óptimo y los cables de superficie lisa que no presentan competencia. El SBI® lanzará siempre una grande y más competitiva flámula. 

2. El SBI®, no tiene que estar DENTRO de la zona del rayo SI envía una flámula colectora, dentro de esa zona como se ilustra. Aún entonces, ganará la competencia, siempre y cuando no existan filamentos rotos en los cables de los conductores de fase, o alambres de tierra dentro de esa área. 

Figura 14

La Tabla 7, enlista la distribución de corrientes pico en un grupo promedio de 100 impactos de rayo, como un resumen de los datos del Dr. Uman (2). También se enlistan los diámetros de la zona de rayo relacionada, y por tanto, la zona de colección de un SBI®, en una estructura de soporte de línea para esa corriente pico. Donde el radio de dos mitades del hemisferio son equivalentes a un diámetro, ese diámetro es también la longitud interpostal segura máxima, para la corriente pico de rayo relacionada. 

NOTA: * Estos datos están basados en la premisa de que si 100 rayos impactan o terminan en cualquier punto de una línea de transmisión o distribución, en cualquier año dado, la distribución de la corriente inducida será aproximadamente como la listada arriba (si se han promediado más al menos sobre un período de 10 años). 

AUMENTO DE LA LONGITUD INTERPOSTAL “SEGURA” 

La máxima corriente de pico de una descarga eléctrica atmosférica, terminando en cualquier línea dada que causará un flameo, está en función del BIL de la línea y la impedancia de surge del camino o medio de Puesta a Tierra. Como se ilustró previamente, cuando el rayo termina en un SBI®montado en un poste, ese camino está formado por un conductor de bajada y un electrodo de tierra. Otros medios paralelos son de menor importancia. Cuando se usan torres o postes metálicos como conductores de bajada, la impedancia no se considera. Solamente los electrodos de tierra, adquieren una gran importancia como elementos del sistema de Puesta a Tierra en su impedancia a tierra. 

De estos datos, es evidente que la reducción de la Impedancia de Surge de la conexión a tierra, es de lo más importante para aumentar la seguridad de una posible “corriente de flameo”, y por lo tanto, permitir un incremento en una longitud del claro interpostal “seguro”. Para reducir la impedancia de interfase de Puesta a Tierra, es necesario reducir tanto la inductancia del electrodo, como su resistencia DC a tierra, donde la impedancia es el producto de ambas. 

LEC ha desarrollado el electrodo CHEM-ROD®, un ELECTRODO DE TIERRA QUÍMICAMENTE ACTIVADO, diseñado para alcanzar esos objetivos simultáneamente en el mismo dispositivo. El CHEM-ROD®, provee ambas, la reducción de la resistencia DC, en menos del 4% de la que ofrece una varilla convencional equivalente en longitud (3/4” de diámetro y 10’ de longitud), y una importante reducción en la impedancia de surge, menos del 5% de la de una varilla convencional. Además, el uso del Relleno Acondicionador de Tierra (GAF), puede representar importante reducción en la resistencia y la impedancia de surge a tierra. Estas ventajas son discutidas y ampliadas en otro documento técnico (12). Volviendo a las Tablas 2 y 3, es evidente que reduciendo la impedancia de 50 Ohms a 25 Ohms, el voltaje inducido en los conductores de fase es casi la mitad. 

El CHEM-ROD, puede reducir ese voltaje en un veintavo (1/20). 

Figura 15

CONCLUSIONES 

Las conclusiones de acuerdo con los datos anteriores, son muy claras. El desempeño de los Sistemas de Transmisión y Distribución en un medio de Descargas Eléctricas Atmosféricas, puede EFICIENTARSE significativamente.

Específicamente como se muestra a continuación: 

1. El “Hilo de Guarda” convencional (blindaje o hilo de tierra), es de uso marginal en el mejor de los casos, debido a la inductancia mutua entre el hilo de guarda y los conductores de fase. 

2. Los rayos colectados en las estructuras de soporte, reducen el riesgo de flameo y salidas de operación de la línea. 

3. El Sistema Colector de Spline Ball (SBCS) de LEC, atrae los rayos a las estructuras de soporte de las líneas, de esta manera, se previenen los rayos en el área del claro interpostal y se minimiza el riesgo de un flameo o arqueo entre líneas. 

4. El electrodo CHEM-ROD® de LEC, además reduce el riesgo de un flameo y la salida de operación de la línea, por medio de una reducción muy importante de la Impedancia de Surge, a través de la interconexión con la tierra física. 

5. El Sistema Disipador Dual (DDS) PREVIENE TODOS LOS RAYOS Y LAS SALIDAS DE OPERACIÓN DE LAS LÍNEAS, pero es recomendable solamente, cuando el costo se justifique por la inversión, operación continua, riesgos y otros factores de la instalación que se pretenda proteger. 

LISTA DE REFERENCIAS 

(1) Carpenter, Roy B., “Lightning Prevention for Transmission and Distribution Systems”, American Power Conference, Chicago, Vol. 49, 1987. 

(2) Uman, Martin, “The Lightning Discharge”, Academic Press, 1987. 

(3) Carpenter, Roy B., “Lightning Strike Protection, Criteria, Concepts and Configuration”, Reporte Nº LEC-01-86, Revisado Agosto 1993. 

(4) Grzybowski, Stan, “Effectiveness of Dissipators Used for Lightning Protection on 115 KV Transmission and 13 KV Distribution Lines” (Rev. 1). Reporte final fechado Enero 1992. 

(5) Carpenter, Roy B. “New and More Effective Strike Protection for Transmission Distribution Systems”, Diciembre 1992. 

(6) Lightning Protection Manual for Rural Electric Systems, NRECA Proyecto de Investigación 82-5, 1983, REA Washington DC. 

(7) Golde, R.H., “Lightning Performance of High Voltage Distribution Systems”, Procedimientos del IEEE, 113 Nº 4, Abril 1966. 

(8) Eriksson, A.J., “The Incidence of Lightning Strikes to Power Lines”, IEEE Transacciones en Entrega de Energía, Julio 3 1987. 

(9) Merritt, S., “Design Charts to Relate Transmission Line Parameters to Flashover Probability”, Union Camp Paper Co., Franklin, VA, 1988. 

(10) Chalmers, Alton, “Atmospheric Electricity”, Pergamon Press, 1967. 

(11) Davis, Charles, “Lightning and Fiber Optics, Transmission & Distribution” World Expo 92, 

Indianapolis, Indiana, Noviembre 11, 1992. 

(12) Carpenter, Roy B., “Designing for a Low Resistance Earth Interface”, Lec inc. December 1994. 

Análisis previo al diseño y cálculo de un sistema de puesta a tierra eficaz

30. ANALISIS PREVIO AL DISEÑO Y CALCULO DE UN SISTEMA DE PUESTA A TIERRA EFICAZ

Un Sistema de Puesta a Tierra EFICAZ, GARANTIZA el aprovechamiento OPTIMO de los recursos TECNICOS Y ECONOMICOS disponibles.

Por estas razones, antes de diseñar un Sistema de Puesta a Tierra, es de suma importancia hacernos las preguntas siguientes:

1. ¿Por qué debemos conectar eléctricamente por medio de un sistema de “puesta a tierra” los equipos eléctricos y electrónicos, las estructuras metálicas, los gabinetes metálicos de los tableros de interruptores o de instrumentos, las carcasas de los motores eléctricos, los tanques metálicos de los interruptores y de los transformadores, etc., etc.?.

En primer lugar: Porqué la “tierra física”, tiene una carga eléctrica, en condiciones normales, de polaridad negativa (-), concentrada  en los primeros 5 pies (1.5 metros) de la capa o estrato superficial. En forma similar a la de los átomos de los elementos que constituyen a la tierra, empezando por el Hidrógeno y terminando con el Uranio, que tienen los protones (+) en el centro y los electrones (-) en orbitas cercanas a la superficie; la Tierra siendo una gran macromolécula tiene la carga eléctrica (+) concentrada en el centro, disminuye hasta cero al llegar a la mitad entre la superficie y su centro, en donde se encuentran los “neutrones”, después empiezan a aparecer los electrones, carga eléctrica (-), cuyo número aumenta hasta concentrarse el mayor número en la capa o estrato de 1.5 metros de espesor de la superficie de la tierra. Lo cual se comprueba en una gráfica en un sistema de ordenadas y abscisas al medir la resistencia eléctrica de un electrodo de 3.0 metros de longitud, vertical en donde las ordenadas registran el valor en Ohms, y las abscisas registran la longitud del electrodo. En esta gráfica se observa como baja el valor de la resistencia a tierra rápidamente en los primeros centímetros de profundidad del electrodo y disminuye lentamente a medida que aumenta la profundidad del electrodo hasta hacerse asintótica al eje de las abscisas. Ver Figura No. 1.

Lo anterior significa que el aprovechamiento óptimo de un electrodo vertical enterrado en un suelo homogéneo, se encuentra en un nivel de profundidad del primer estrato o capa de la tierra física de 5 pies (1.5 metros), en donde se concentra la mayor carga eléctrica negativa de la Tierra física (en condiciones normales), rebasando esta profundidad, la resistencia en ohms empezará a disminuir gradualmente muy poco hasta una profundidad en donde la curva se hace asintótica y  la eficiencia del electrodo desaparece.

Esta observación es determinante para seleccionar la longitud del electrodo el cual alcanzará su máxima Eficiencia hasta los 4 pies (1.20 metros) de longitud, de acuerdo con las mediciones hechas en los SEIS electrodos cuyas gráficas aparecen en la Figura 1.

Figura 1

La longitud de 3.0 metros (10 pies) muy probablemente se determinó en base a los resultados obtenidos de la medición de la resistencia y en función de la curva asintótica del electrodo vertical enterrado, ya que como puede observarse en las gráficas resultantes con mediciones en donde el diámetro del electrodo no tiene mayor influencia.

En segundo lugar: Porque en un principio se entendía que un sistema de puesta a tierra era para prevenir las condiciones de riesgo originadas por fallas de corto circuito drenando a tierra las altas “corrientes de falla” de polaridad positiva (+), para su neutralización, y las cargas eléctricas estáticas que son valores de Resistencia eléctrica en corriente directa. En la naturaleza se encuentran los campos electrostáticos creados por las diferencias de potencial formando sistemas eléctricos de Corriente Directa en donde V = I R (R = Resistencia), y los campos electromagnéticos en donde se forman los sistemas eléctricos de Corriente Alterna en donde el equivalente de la resistencia es la Reactancia (X = Reactancia). . En los diseños actuales se considera mucho más que eso, ya que un sistema de puesta a tierra de muy baja impedancia [Z = √R²  + X²  en donde X² = (X_L + X_C)² y X_L = 2πf_L (Reactancia Inductiva), y X_C = 1 / (2πf_C) (Reactancia Capacitiva)], 

La Impedancia = Z es la suma vectorial de la Resistencia más la Reactancia en donde interviene la frecuencia (Factor de la Corriente Alterna). Tanto en las corrientes de falla de “corto circuito”, como en las sobre corrientes originadas por fenómenos naturales como son las descargas eléctricas atmosféricas (rayos), esas frecuencias son del orden de entre 10 KHz y 250 MHz, lo que origina el efecto Skin o Piel en el flujo de esas corrientes a través de los conductores de puesta a tierra. Recordar que esas “corrientes de falla” no circulan por toda el área transversal del conductor.  Aun cuando este fenómeno es un evento eléctrico transitorio cuya duración es de milisegundos (µs), sus efectos generan un alto riesgo, el cual usualmente no se considera pero que impacta grandemente en la selección del calibre del conductor de puesta a tierra, tanto técnica como económicamente.

Y en tercer lugar: Porque cualquier sistema de puesta a tierra tiene como función principal, drenar a tierra “corrientes de falla”, que independientemente de su origen, un “corto circuito” o un “rayo”, están afectadas por altas frecuencias, e invariablemente está expuesto a los efectos secundarios de las descargas eléctricas atmosféricas (rayos), por lo que deberán diseñarse considerando todos los parámetros y características geológicas y meteorológicas del sitio donde se va a instalar el sistema de “puesta a tierra”, a fin de tener los resultados previstos.

1. ¿Qué es un sistema de “Puesta a Tierra?.

Un sistema de “puesta a tierra” es una conexión eléctrica con la tierra física por medio de un “electrodo para tierra”. En todo sistema de “puesta a tierra”, el factor principal es el valor de “Resistencia/Impedancia” de conexión a tierra que debe ser muy bajo. Todos los sistemas de “puesta a tierra” pueden reducirse a dos componentes: el “electrodo para tierra” y el “conductor de puesta a tierra”.

El Electrodo para tierra.

Un electrodo para tierra es básicamente un excelente conductor eléctrico enterrado en la tierra física, por lo tanto, generalmente es un elemento metálico de muy baja resistencia/impedancia, de alta resistencia a la corrosión, largo tiempo de vida o duración, y con una superficie finita determinada por la longitud. Esta superficie va a estar en contacto en forma continua con una superficie equivalente del suelo en donde se encuentre instalado.

Existe un sinnúmero de Tipos y Configuraciones de electrodos para tierra. Sin embargo, solamente hay DOS reconocidos, probados, y Normalizados por Instituciones serias, con muchos años de experiencia y reconocimiento (IEEE, ANSI/UL 467, NFPA, FIPS, IEC, etc.). Estos son: La Varilla para tierra con alma de acero y un recubrimiento de 0.010” de cobre en diámetros de 1/2” a 5/8”, longitud de 3.0 metros, conocida como Varilla Copperweld, y la Barra Química de tubo de cobre con un diámetro de 2”, y 2 1/2^"  rellena con un material de alta conductividad en longitudes de 1.20 a 3.0 metros. Es muy importante recordar que la máxima concentración de carga eléctrica de la tierra está en el primer estrato de la superficie de la tierra con 1.5 metros de profundidad y que cualquier sistema de puesta a tierra es una CONEXIÓN ELECTRICA CON LA TIERRA FISICA.

En la selección del Tipo de electrodo es fundamental: El tiempo de vida del electrodo, ya que al estar enterrado en un electrolito que es la tierra, en donde existe además en forma permanente una diferencia de potencial entre el electrodo y cualquier otro punto en su alrededor; el electrodo estará sujeto a un PROCESO ELECTROQUÍMICO del que dependerá su vida útil, y al diseñar el sistema de puesta a tierra desde el punto de vista Técnico – Económico esta selección es determinante. Así mismo debe hacerse hincapié en que la “corriente de falla” que fluirá a tierra y que disipará el electrodo está afectada de grandes frecuencias lo que generará el Efecto Piel (Efecto Skin) con lo que a mayor superficie de contacto con la tierra física, mayor efectividad del electrodo y del sistema de “puesta a tierra”.

El Conductor de Puesta a Tierra.

El conductor de puesta a tierra puede clasificarse en: Primario, y Secundario. El Primario que interconectará a los equipos o estructuras que se conectarán a tierra y los electrodos para tierra;  es usualmente un conductor de cobre que puede ser alambre sólido no mayor al calibre 6 AWG, para que sea manejable, cable de cobre trenzado con calibre no mayor a 2/0 AWG, o tubo flexible de cobre de 13 mm (1/2”) de diámetro, de acuerdo con la mayor parte de las normas. Es necesario recordar que cuando opera un sistema de “puesta a tierra” siempre tendremos presente el Efecto Skin y que la corriente que se va a drenar a tierra, no fluirá por toda el área transversal útil del conductor. Esto es también un factor importante en la selección del conductor de puesta a tierra, desde el punto de vista técnico y económico.

Mediciones y pruebas de un sistema de puesta a tierra

29. MEDICIONES Y PRUEBAS DE UN SISTEMA DE PUESTA A TIERRA.

METODO TRADICIONAL – PARA HACER MEDICIONES Y PRUEBAS DE UN SISTEMA DE PUESTA A TIERRA.

El Método tradicional para hacer las mediciones y pruebas de un sistema de puesta a tierra es el de “Caída de Potencial”. Este método es el más común y requiere de la instalación de electrodos de prueba de corriente y de potencial, enterrados a ciertas distancias preestablecidas. Desafortunadamente, este método de caída de potencial, tiene algunos inconvenientes, incluyendo:

• Los sistemas de puesta a tierra deben ser desenergizados y aislados,  ie,  desconectados del equipo conectado a tierra. Esto simplemente no es práctico en una instalación industrial en operación.

• La distancia del electrodo de prueba, y de corriente, puede ser muy grande, ya que deberá ser de aproximadamente cinco veces la longitud de la diagonal de la red o de la malla. En grandes plantas industriales,  como es el caso de una refinería, la distancia a la que debe instalarse el electrodo de prueba de corriente, es totalmente impráctica (absurda).

• Las puntas de prueba pueden ser afectadas adversamente por el ruido interno, el EMI (Interferencia electromagnética), las corrientes circulantes, etc.

• Las bajas resistencias de tierra, e.g., aquellas debajo de un Ohm, son particularmente difíciles de medir. 

• Los resultados de las pruebas tienen niveles de confianza desconocidos.

    METODO MODERNO – PARA MEDICIONES Y PRUEBAS DE UN SISTEMA DE PUESTA A TIERRA.

Hasta hace muy poco tiempo, no había alternativas para hacer pruebas de sistemas de tierra con el método de caída de potencial, sin embargo, este inconveniente ha sido aceptado tradicionalmente. Afortunadamente, la reciente introducción del método de Medición y Pruebas de Tierra Inteligente (SGT por sus siglas en inglés [Smart Ground Test]) ha sido un gran avance a la ciencia y sofisticación del sistema de medición y pruebas de tierra. El método de Medición y Pruebas de Tierra Inteligente (SGT) rebasa los inconvenientes del método de caída de potencial por las razones siguientes:

• El Sistema de puesta a tierra no tiene que ser desenergizado y aislado al hacer una medición o prueba.

• Las distancias entre los electrodos de corriente y voltaje no son excesivas.

• Compensa y corrige el ruido de fondo, del EMI, de las corrientes circulantes  de tierra, el RFI, etc.

• Las tierras de baja resistencia pueden medirse con precisión.

• Los niveles de confianza de los resultados de las mediciones y pruebas pueden cuantificarse.

Los servicios de medición y  pruebas de tierra inteligente (SGT) utilizan un nuevo tipo de multímetro de tierra que ha sido desarrollado en cooperación con el EPRI (the Electric Power Research Institute). La salida del multímetro alimenta internamente el software aprobado por el EPRI el cual ofrece lo siguiente:

• Impedancia de tierra a 60 Hertz y cualquier otro rango de frecuencia seleccionado por el usuario.

• Toque y Voltajes de transferencia de toque como funciones de la corriente de falla que se presente.

• Resistividad del suelo en un Modelo de la resistividad del suelo en dos capas con un nivel de confianza determinado.

• Impedancia de la red de tierra como una función de la frecuencia en un rango de frecuencia seleccionado por el usuario.

• Cables blindados, cables de tierra y/o neutros que pueden ser conectados a una red de tierra.

• Impedancia/continuidad entre cualquiera de los dos puntos seleccionados por el usuario (de un sistema de puesta a tierra, neutro, etc.) bajo condiciones de operación normal.

• Resistencia de puesta a tierra de las torres de una línea de transmisión, con cable blindado, conectadas o desconectadas. 

El sistema de medición y prueba de tierra inteligente (SGT) es una gran ventaja para muchas aplicaciones. Se puede usar en un sistema de tierra energizado o desenergizado. Mide la impedancia de tierra con todas las conexiones. El sistema  de medición y prueba de tierra inteligente puede ser usado en áreas limitadas o cuando el área está rodeada y saturada de edificios y calles, lo cual es común en áreas metropolitanas. Para grandes áreas y/o aplicaciones rurales, el sistema de medición y prueba de tierra inteligente elimina la necesidad del uso de cables de prueba de grandes longitudes. En todos los casos, el sistema de medición y prueba de tierra inteligente (SGT) ofrece niveles de cuantificación confiables en los resultados de las pruebas.

EL PROGRAMA DE MEDICION Y PRUEBAS DE TIERRA INTELIGENTE DE LEC.

LEC ha ofrecido el sistema de medición y pruebas de tierra por más de 30 años. Nuestro programa de medición y pruebas de tierra inteligente es lo último en la evolución de nuestras capacidades en mediciones y pruebas de tierra. Nuestra experiencia en cientos de instalaciones comerciales e industriales, garantizara la integridad de su sistema de puesta a tierra,  le ayudará a identificar los problemas de aterrizaje y a diagnosticar las soluciones prácticas. 

      

Errores cotidianos al hacer un sistema de tierra física

28. ERRORES COTIDIANOS AL HACER UN SISTEMA DE TIERRA FISICA.

Uso de Electrodos de Alta Impedancia para drenar a la Tierra Física corrientes de Altas Frecuencias.

El medio más efectivo de efectuar el drenado a la Tierra Física de una corriente de Corto Circuito, sea causada por una Falla Eléctrica o por un Fenómeno Natural (RAYO) o Carga Estática, es a través de un Electrodo para Tierra.

La corriente Eléctrica producto de una Carga Estática como la acumulada en una Estructura por: Un campo Electrostático, por la Fricción del Viento, etc. es CORRIENTE DIRECTA y puede Drenarse a la Tierra Física para ser neutralizada sin mayor problema.

No sucede lo mismo con las Corrientes de Falla en un Sistema Eléctrico de Corriente Alterna o producto de una Descarga Eléctrica Atmosférica (RAYO), son además de corrientes de una GRAN CAPACIDAD, Corrientes Alternas en donde las Frecuencias alcanzan valores de 10 Kilo Hertz a 250 Mega Hertz. En estas Frecuencias la corriente circula por o cerca de  la SUPERFICIE del Conductor. A este fenómeno se le conoce como EFECTO SKIN o de Piel, y además de la Componente de Resistencia pura, se presenta la Componente de REACTANCIA (INDUCTIVA Y CAPACITIVA).

Instalar en Sistemas de Puesta a Tierra, Conductores de Cobre Sólido o Cables de Cobre de Calibres mayores a 4/0 AWG para Circuitos o mallas principales.

De acuerdo con la consideración del inciso (1), EFECTO SKIN y en conocimiento de que las corrientes que se están drenando a la Tierra Física para su neutralización circulan por la superficie de los conductores y no por el centro de los mismos, lo recomendable es usar para los conductores principales del Sistema de Tierra, un Conductor Hueco o Tubing flexible de cobre de ½” de diámetro.

Lo anterior, traerá como consecuencia un considerable Ahorro en Cobre y una Solución Técnica efectiva. Ver norma NFPA-780, Sección 3-17 y NFPA-70 “National Electrical Code” para mayores detalles.

No respetar el área de Influencia del Electrodo con el Hemisferio de Interfase o de contacto.

Cuando se conecta eléctricamente un Electrodo (que es un buen conductor) con la Tierra física (que es un semiconductor) y se mide la Resistencia eléctrica a lo largo de cualquier radial a partir del Electrodo. Alejándose del mismo en segmentos de un espesor (X). 

El cambio de la diferencial de resistencia (dR) disminuirá exponencialmente con cada incremento igual a (X) dx; o sea que dR/dx, es una exponencial descendente  (Ver figura), de tal manera, a medida que tenemos más segmentos (X) alrededor del electrodo, el diámetro del Hemisferio aumenta y no ocurre lo mismo con los valores del dR (diferencial de resistencia) que cada vez es menor hasta que en un momento dado se hace imperceptible. En cierto punto, se considera que se ha llegado al 95% de la conexión o área de influencia del electrodo con la tierra física y el otro  5% será el resto de la tierra. Se estima que la distancia entre ese punto y el electrodo es de 1.1 l  en donde l es la longitud del electrodo.

El volumen de tierra dentro de ese Hemisferio llamado de Interfase o de Contacto con la Tierra física es sobre el cual tiene influencia eléctrica el Electrodo y por tanto el que determinará el valor de la Resistencia de puesta a tierra. De ésto se puede ver que la Resistencia de Interfase a Tierra está formada por dos Componentes:

R₁   Resistencia  del   Suelo  dentro  del Hemisferio  de  Interfase  o contacto  eléctrico  con  el Electrodo y

R₂   Resistencia del suelo en el Resto de la Tierra Física o sea:

    R₀ = 0.95 R₁ + 0.05 R₂

La ecuación del valor real de Resistencia de un Electrodo de Tierra es de:

                                                                      ρ                    48 L

                                                       R₀  =  ______   [ ln (   ____  -  1 ) ]

                                                                  1.92 L                d

en donde:

ρ  = Resistividad del Suelo en Ohms-metro

L = Longitud del electrodo en pies

d = Diámetro del electrodo en pulgadas

Del análisis anterior se puede concluir que la Distancia mínima entre dos Electrodos instalados debe ser de 2.2 L para evitar interferencias eléctricas entre un Electrodo y otro. Con frecuencia esa distancia no se respeta con la consecuente Ineficiencia de los Electrodos.

Usar Tubos de Asbesto Cemento, Vitricota o Pozos de Concreto alrededor del Electrodo.

Una práctica muy generalizada que incluso aparece como NORMA en las especificaciones de Construcción es la de confinar los Electrodos para Tierra en un Pozo de Registro que generalmente es un Tubo de 10” a 12” de diámetro sea de Asbesto Cemento o de Vitricota (cerámica) o también dentro de un Registro de Concreto. Los tres materiales descritos tienen un altísimo Valor de Resistividad, es más, podrían considerarse como aislantes Eléctricos. Al hacer lo anterior, nos estamos aislando de la Tierra Física en vez de conectarnos Eléctricamente. Lo indicado es eliminar ese tipo de registros para lograr una conexión eléctrica directa con la Tierra Física.

Usar sales en capas con otros materiales incluso rebaba metálica y hasta chatarra.

Para atenuar lo que se conoce como “Paso de Resistencia” en la conexión de un Electrodo de Tierra y para bajar la resistividad del suelo, se acostumbra llenar el pozo de registro mencionado en el inciso anterior con diferentes materiales buenos conductores Eléctricos que generalmente son sales (Cloruro de sodio, Sulfato de Cobre, etc.), carbón mineral o vegetal y hasta rebaba metálica o chatarra en capas de 10 a 20 cms. Se dice que para activar estas mezclas hay que agregar agua. Desafortunadamente, las sales tienen un alto grado de solubilidad y en poco tiempo van a desaparecer al agregarles agua con frecuencia. Los materiales metálicos con las sales entrarán en un proceso de corrosión que igualmente en poco tiempo desaparecerán y el pozo quedará vacío con el Electrodo completamente separado de la Tierra en casi toda su longitud. El resultado es contrario al objetivo de un Sistema de Puesta a Tierra.

No acondicionamiento adecuado de la Tierra.

La solución para evitar errores como el mencionado en el inciso anterior, es usar un relleno acondicionador de la Tierra preparado a base de sales minerales naturales que se pueden conseguir en el Mercado en mezclas adecuadas para una baja resistividad, no tóxicas, no contaminantes y no solubles. Por Ejemplo: GAF, GEM o Powerfill.

Longitudes de Electrodos antieconómicas.

La conexión eléctrica con la Tierra Física, se hace debido a que ésta, como una gran Macromolécula concentra cerca de la “SUPERFICIE” una carga Eléctrica de polaridad negativa, la que va disminuyendo al ir profundizando en el suelo. Los factores más importantes para lograr una buena conexión eléctrica a la Tierra física son la Humedad, la Temperatura y la Estratificación del Terreno, una adecuada combinación de estos factores darán como resultado una Baja Resistividad del suelo. Sin embargo, el máximo valor de Carga Eléctrica permanecerá concentrado en el primer estrato de 5’ (1.50 m) de la superficie terrestre. Es aquí donde se logrará la conexión Eléctrica óptima con la tierra física. Podrá mejorarse mediante un buen acondicionador alrededor del Electrodo.

Por lo anterior, longitudes de Electrodos pretendiendo alcanzar los niveles de Humedad, sólo encarecerán un Sistema de Tierra.

Varios Sistemas de Tierra independientes en Áreas Reducidas.

Las normas NFPA-780 Sección 3.17, UL-96A Sección 8.10 y FIPS PUB Sección 3. Establecen como una PRIORIDAD, la conexión de cualquier equipo Eléctrico, Electrónico, etc., a un PUNTO COMUN de Puesta aTierra. Es muy importante dejar claro que un PUNTO COMÚN de un Sistema es un Electrodo de Tierra no una conexión a un Conductor de una RED de Tierras.

El no seguir esta práctica o ajustarse a estas normas trae como consecuencia, múltiples riesgos y fallas, las que se explican con toda claridad en las secciones de las Normas mencionadas.

Falta de Mantenimiento.

Uno de los sistemas o instalaciones a los que casi no se les da Mantenimiento, es el Sistema de Puesta a Tierra. Es más, desde que se instala, está condenado a desaparecer bajo gruesas Placas de Concreto o bien, en registros que pocas veces son identificables.

La tierra tiene una carga Eléctrica y por las características de Estratificación del suelo puede ser bueno, regular o mal Conductor Eléctrico. A este factor se le llama RESISTIVIDAD, el cual puede ser mejorado mediante un acondicionamiento. Ver Capítulo 14.5, inciso c), de la Norma IEEE-80-2000.

Entre un punto y otro de la Superficie de la Tierra, existen diferencias de Potencial y por lo mismo, siempre existirán corrientes de Tierra en el subsuelo. Todo esto nos indica que habrá un PROCESO ELECTROQUÍMICO en el que están inmersos los Electrodos de Tierra, los conductores de la RED y otros Elementos metálicos en el Subsuelo que irán degradando en el tiempo el Sistema de Puesta a Tierra.

Es fundamental saber del tiempo de vida de los Electrodos para Tierra para seleccionar a estos en función del tiempo de vida esperado de la instalación a la que darán servicio, ver Capítulo 11.1 de la Norma IEEE-80-2000 y también dar un Mantenimiento que de acuerdo con la Norma NFPA-780-F93TCD apéndice G-1.2.2 va del Preventivo al Correctivo, marcado por Inspecciones Visuales, pruebas y reparaciones periódicas.

Cálculos de Sistemas de Tierras sin considerar los Parámetros más relevantes.

En muy contadas ocasiones, se toma como Base la Resistividad del Terreno y las Características de Estratificación, Humedad, Temperatura y las Posibles Interferencias Electromagnéticas que afectan al Terreno en donde se va a Instalar un Sistema de Tierra Física. Aunado a todas estas deficiencias en el Diseño se acumulan errores de construcción lo que da como resultado, un Sistema de Puesta a Tierra no tan solo deficiente sino riesgoso. En el Capítulo No. de la SEGUNDA PARTE de este documento se analiza detalladamente el diseño y cálculo de un sistema de puesta a tierra Eficaz.

Voltaje de Paso y Voltaje de Toque.

Con mucha frecuencia se instalan los conductores de cobre que interconectan los electrodos de un sistema de puesta a tierra a profundidades de hasta 80 centímetros, con lo cual se encarece en gran medida el costo del sistema, primero por la excavación y movimiento de tierra, y después por el relleno y compactación. De acuerdo con las Normas IEEE-80-2000, Capítulo 9.2, inciso b) 1). “una red de conductores es más efectiva para reducir el peligro de los altos voltajes de toque y de paso en la superficie de la tierra, con la condición de que la red sea instalada no muy profunda (normalmente entre 0.3 y 0.5 metros debajo del nivel de piso terminado).

Cuando se instalan los sistemas de puesta tierra, se requiere tener un cierto criterio de lo que es la resistencia eléctrica con respecto a la tierra, el cual puede ir de 10, 5, a 1 Ohm. Desafortunadamente, en la mayoría de los sistemas de puesta a tierra no se hacen las pruebas de continuidad al terminar la instalación, no se hacen las mediciones correctas para verificar los valores de resistencia calculados después de hacer la instalación, y posteriormente no se elabora un programa de mantenimiento periódico adecuado, y de acuerdo con Normas vigentes. Desde que se diseña la ruta donde se va a enterrar el sistema, no se prevén las dificultades de inspección que presentará, no se hace la selección adecuada de los elementos que lo conforman (conductores, y electrodos), en función del tiempo de vida esperado, no se acondiciona el terreno, etc.., La gran mayoría de los Sistemas de puesta a tierra en Instalaciones Industriales, en muchas partes del mundo, tienen decenas de años de no tener mantenimiento, no se ha detectado si existe continuidad en ellos, no se ha inspeccionado las condiciones de corrosión de los electrodos especialmente si estos son del tipo Varilla Copperweld, ya que estos electrodos son de alma de acero y solamente tienen una cubierta de cobre de 0.010” de espesor y considerando que están enterradas, están sujetas a un proceso electroquímico que acorta su periodo de vida a menos de un año. Estos problemas a menudo continúan por muchos años, contribuyendo a los problemas eléctricos, constantes fallas en los equipos eléctricos y electrónicos y la inseguridad del personal. Las consecuencias, graves pérdidas económicas.

“Tecnología LEC para protección contra rayos”

27. “Tecnología LEC para protección contra Rayos”

Imagen de rayos Kuala Lumpur

Uno de los fenómenos naturales más destructivos es la “Descarga Eléctrica Atmosférica o Rayo”, que relacionado con los grandes y preocupantes cambios climáticos,  tiene como origen la “Actividad Eléctrica Atmosférica”.

La PROTECCION contra los rayos o descargas eléctricas atmosféricas es algo tan urgente y necesario como fácil de lograr, aplicando de manera correcta los Principios Elementales de la Electricidad Estática. Tomando como base estos Principios de Electrostática, se ha desarrollado una tecnología para “transferir a la atmósfera, la carga eléctrica” inducida por una nube de tormenta, sobre la superficie de la tierra. Esta transferencia de carga a la atmósfera, descarga eléctricamente al área que se requiere PROTEGER contra los rayos, eliminando la posibilidad de que se forme un “arco eléctrico” o rayo, entre el área protegida y la nube de tormenta (“Cúmulus Nimbus”). A diferencia del sistema convencional de la “punta pararrayos”, que atrae los rayos a la “punta” con una efectividad de hasta el 85%, poniendo en riesgo la instalación que se pretende PROTEGER, y además cada rayo va a generar efectos secundarios altamente dañinos.

Es muy común que cuando se habla de PROTECCION contra rayos, generalmente se instala una “punta pararrayos”, que como se menciona antes atraerá los rayos poniendo en riesgo la instalación, ya que un rayo además de impactar físicamente la “punta pararrayos” instalada dentro del área que se pretende PROTEGER, causando daños físicos, incendios, o explosiones; genera efectos secundarios como son los transitorios de altísimas corrientes y voltajes, afectados de frecuencias muy elevadas y muy dañinas para los equipos e instrumentos electrónicos altamente vulnerables a esos efectos.

En el caso de la PROTECCION contra las Descargas Eléctricas Atmosféricas, o Rayos, sabiendo que un Rayo es un fenómeno natural de muy alto riesgo, es claro que si se pretende PROTEGER una instalación no se debe atraer los rayos a esa instalación como se ha hecho tradicionalmente con la falsa idea de que se esta protegiendo, cuando en realidad se esta poniendo en riesgo.

Un Rayo es un arco eléctrico, o descarga eléctrica atmosférica, que tiene su origen en una Nube de Tormenta (Cúmulos Nimbus) a la que se le conoce como “Célula de Tormenta”. Para que se produzca el arco eléctrico o rayo entre la Nube de Tormenta y la Tierra se requiere una diferencia de potencial de 10⁸ Volts, la corriente que circula en el canal del rayo puede ser de hasta 500 KA, a una Frecuencia de entre 20 KHz y 200 MHz., 

Una o 100 puntas pararrayos, durante una tormenta eléctrica son insuficientes para disipar las corrientes de tierra inducidas por la célula de tormenta, por lo que las “puntas pararrayo” rápidamente se saturan formando el arco eléctrico o rayo. 

En el Sistema de Transferencia de Carga, formado por múltiples puntas; se calcula el número de “puntas de disipación” necesarias para evitar la saturación y que como consecuencia se forme el arco eléctrico o rayo. En este caso, dependiendo del área que se va a PROTEGER, el número de puntas de disipación puede ser de hasta 10 000 o más.

Este razonamiento, pone de manifiesto que no es lo mismo manejar una gran cantidad de corriente eléctrica con un reducido número de “puntas pararrayos” que alcanzarán rápidamente su nivel de saturación, que con 10 000 o más “puntas de disipación” que no llegarán a un nivel de saturación que establezca el rayo.

Actualmente se conocen dos categorías de equipo para el tratamiento de las descargas eléctricas atmosféricas: Los “colectores” que atraen el rayo y los “Preventores” que lo eliminan. El Sistema de Transferencia de Carga (CTS/ Sistema de Arreglo de Disipación (DAS) es a nivel mundial el Sistema de Prevención contra Descargas Eléctricas Atmosféricas más efectivo y  está soportado por un Diseño de Ingeniería y Cálculo para cada Sitio Específico. El CTS/DAS fue desarrollado  como un Sistema Operativo en 1971. 

Tenemos conocimiento que desde entonces ha sido instalado para proteger Estaciones Retransmisoras de Comunicaciones, Refinerías, Centros de Cómputo, Hospitales, Plantas de Generación de Energía, Líneas de Transmisión y Distribución de Energía y cualquier otra Instalación vulnerable a los Rayos. Actualmente existen más de 55,000 Sistemas CTS/DAS instalados en todo el mundo. El DAS es el único Sistema de PROTECCIÓN contra Descargas Eléctricas Atmosféricas GARANTIZADO por un CERTIFICADO DE FUNCIONALIDAD y numerosas Cartas de Referencia de Usuarios como: NASA, MOBIL OIL, CHEVRON,  FEDERAL EXPRESS, TELECOM MALASIA, ETC., ETC.

Actualmente se ha instalado en los Centros de Monitoreo C4 y C2, de 7 Delegaciones de la Ciudad de México Distrito Federal, a cargo de la Secretaría de Seguridad Pública del Distrito Federal.

Hemisferio LEC