Pruebas y evaluación de sistemas de puesta a tierra Autores: Moritz Pikisch, OMICRON electronics Deutschland GmbH Sirko Böhme, DNV GL Dresde

1 Resumen Es necesario realizar pruebas del sistema de puesta a tierra tras la construcción de instalaciones eléctricas y de forma periódica cada 4-5 años como se indica por ejemplo en DGUV Vorschrift 3. Esto se realiza para garantizar la seguridad del personal durante una falla monofásica y para comprobar la calidad de la instalación del sistema de puesta a tierra conforme a las dimensiones establecidas durante el periodo de planificación. Por tanto, debe demostrarse que no se producen tensiones peligrosas paso y de contacto en torno a la subestación ni en el poste de una línea aérea de transmisión. Para la comprobación de la instalación puede utilizarse la medición de la impedancia de tierra y compararse con el valor de la impedancia de tierra resultante de las simulaciones durante el periodo de planificación.

2 ¿Por qué hay que medir/inspeccionar el sistema de puesta a tierra? Requisito de las normas nacionales o normativas de seguridad relativas a la seguridad del personal Según la norma europea EN 50522:2010 [1] y deben realizarse mediciones de puesta a tierra para verificar la eficacia del sistema de puesta a tierra en cuanto a la seguridad del personal y la ganadería durante fallas monofásicas a tierra y, a menudo, lo exigen las normativas nacionales de prevención de accidentes (por ejemplo, el DGUV Vorschrift 3 alemán [4]) para un funcionamiento seguro de la central. Factores para la medición/inspección La necesidad de mediciones e inspecciones del sistema de puesta a tierra puede ser el resultado de uno o más de los siguientes factores: 

aumento de las corrientes de falla,



puesta en marcha de nuevas subestaciones/centrales eléctricas,



ampliación de las centrales,



corrosión grave descubierta durante una inspección visual,



cambio del tratamiento del neutro provoca corrientes de falla superiores o diferentes tiempos de disparo.

3 Medición de la impedancia a tierra

Current injection to remote substation Remote Substation

A ~ V

Measurement perpendicular to current injection

Figura 1: Medición de la caída de potencial usando una línea existente para la inyección

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1

Para la determinación de la impedancia de tierra y de la elevación del potencial de tierra de una malla de tierra, se inyecta una corriente de prueba en el suelo a través de un electrodo de tierra remoto. Por lo general, el electrodo de tierra remoto es otra subestación donde se inyecta la corriente a través de una línea eléctrica existente entre la subestación en prueba y la subestación remota. Para este fin hay que poner fuera de servicio la línea usada para la inyección. Si no se dispone de una línea para pruebas, la corriente de prueba también se puede inyectar a través de una sonda remota de corriente adecuada. La corriente de prueba procede de una fuente de CA que provoca un aumento de potencial del sistema de puesta a tierra, como sería el caso en una falla real. La única diferencia es que la corriente que se inyecta durante la medición es menor que la corriente máxima de falla. En general, existen tres métodos de prueba comunes para las pruebas del sistema de puesta a tierra que permiten una supresión eficaz del ruido efectiva ya que hay que tener muy en cuenta las interferencias: la medición selectiva en frecuencia utilizada por el equipo CPC 100 y CP CU1, el método de inversión de la polaridad utilizado por DNV GL y el método de medición por pulso. Consulte [5] para obtener información detallada y mediciones comparativas sobre estos métodos. Con el fin de medir los valores verdaderos es importante asegurarse de que no se solapen las elevaciones de potencial en forma de cono de los dos sistemas de puesta a tierra. Si este fuera el caso, la impedancia de tierra resultaría demasiado pequeña, lo que significaría que se mediría un "mejor" (o menor) valor que el real. La norma EN 50522 recomienda mantener una distancia mínima al electrodo auxiliar de 1 – 5 km. La norma IEEE 81 recomienda por lo menos 5 veces la mayor dimensión del sistema de puesta a tierra en prueba. La tensión se mide inicialmente entre un punto de referencia de la subestación puesto a tierra y una ubicación en el borde de la red de tierra. La conexión en la ubicación se realiza clavando en el suelo una varilla metálica al menos 20 cm. Dado que es difícil hallar el borde de la red de tierra, la valla de la subestación es también un buen punto de referencia para empezar. Se supone que la tensión relativa a la medición inicial es bastante pequeña, ya que la varilla está cerca del sistema de puesta a tierra que teóricamente tiene el mismo potencial en cada ubicación. Para las siguientes mediciones se aumenta la distancia de la varilla al sistema de tierra como se muestra en la Figura 1. El aumento de la distancia de la varilla da como resultado un aumento de la impedancia y de la tensión. La medición puede detenerse en cuanto dejen de cambiar los resultados para la impedancia y la tensión, como en los 3 últimos puntos de ambas curvas en la Figura 2. El valor de la parte plana de la curva de impedancia es la impedancia de tierra, el valor de la parte plana de la curva de tensión es la elevación del potencial de tierra. Fall-of-Potential

Impedance

140

250

200

100 80

150

60

100

40

Impedance / mΩ

Fall-of-Potential / V

120

50

20 0

0 0

50

100

150

200

250

300

350

400

Distance / m

Figura 2: Diagrama de caída de potencial y de impedancia

Además debe tenerse en cuenta que el ángulo entre el trazo de medición y la trayectoria de inyección de la corriente sea de 90° como se recomienda en las normas EN 50522 e IEEE 81. Esto no siempre es posible debido a obstáculos y a propiedades privadas inaccesibles. Por ese motivo, estas normas exigen un ángulo mínimo de 60°. El motivo principal de esta recomendación es el acoplamiento inductivo entre la línea que se utiliza para la inyección y la medición de la tensión. Si el trazo para la medición de la tensión fuese paralelo a la trayectoria de inyección, la corriente inyectada se acoplaría a la medición de la tensión y, por tanto interferiría en la tensión causada por la elevación del potencial.

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4 Medición de tensión de paso y de contacto

1 kΩ

20 cm x 20 cm metal plate loaded with min. 50 kg

Para las mediciones de la tensión de paso y contacto, la inyección de la corriente de prueba es la misma que para la medición de la impedancia de tierra. La única diferencia es que la medición de la tensión se realiza en lugares seleccionados dentro y fuera de la subestación.

V

Figura 3: Configuración de la medición de tensión de contacto según EN50522

La norma EN 50522 sugiere un método de simulación del personal para medir la tensión de contacto a través de una resistencia de 1 kΩ y el uso de una placa metálica que simula los pies descalzos a 1 m de distancia del objeto. La placa debe tener unas dimensiones de 20 cm x 20 cm y una carga de al menos 50 kg, o idealmente una persona encima (Figura 3). La norma EN 50522 también recomienda humedecer el suelo debajo de la placa metálica, para simular el peor de los casos. Con el fin de recomendar los límites de la tensión de paso y de contacto, las normas EN 50522:2011 e IEEE 80-2000 definen las corrientes del cuerpo admisibles como se muestra en la Figura 4. 1000

900

Permissible Touch Voltage in V

Permissible Body Current in mA

800 700 600 500 400 300

200 100 0 10

100

1000

10000

Fault Duration in ms Biegelmeiers curve

EN 50522

Dalziel 50 kg

Dalziel 70 kg

Figura 4: Corrientes del cuerpo admisibles y tensiones de paso y contacto

La norma IEEE 80 propone incluso tres límites distintos (según Biegelmeier y Dalziel), pero no recomienda ninguno de manera explícita. La corriente del cuerpo admisible depende de la duración máxima de la falla. Cuanto mayor sea la duración de la falla, menor será la corriente del cuerpo admisible. Para la evaluación de las tensiones de paso y contacto, se considera una impedancia corporal de 1 kΩ en las dos normas. Esto significa que la tensión de paso y contacto admisible es el mismo valor en la Figura 4 que la corriente del cuerpo admisible leyendo el eje vertical en V.

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3

Para la evaluación de las tensiones de contacto medidas, se aplican los límites de la Figura 4 después de calcular la tensión medida teniendo en cuenta la corriente máxima a tierra I G como se muestra en la ecuación (1). La Tabla 1 de la norma EN 50522 resume el cálculo de IG para cada configuración de neutro. La medición y evaluación de la tensión de paso no se menciona explícitamente en la norma EN 50522. 𝑉𝑇𝑚𝑒𝑎𝑠,𝑚𝑎𝑥 ∗

𝐼𝐺 < 𝑉𝑇𝑝,𝐸𝑁50522 𝐼𝑚𝑒𝑎𝑠 ∗ 𝑟

(1)

La norma IEEE 81 recomienda medir la tensión de contacto con una varilla clavada en el suelo por lo menos 20 cm midiendo con un voltímetro de alta impedancia. De este modo, la tensión de contacto prevista medida es superior a la tensión de contacto a la que quedaría expuesta una persona. Para la tensión de paso se clavan 2 varillas en el suelo a 1 m de distancia entre sí. Para la evaluación de las tensiones de paso y contacto, la norma IEEE 80 considera resistencias adicionales que conducen a tensiones admisibles de paso y contacto superiores a las mostradas en la Figura 4. Consulte la norma IEEE 80 capítulo 8.3 con el fin de obtener las ecuaciones exactas para el cálculo de las tensiones de paso y contacto admisibles.

5 Mediciones del factor de reducción Iinjected

A

~

Ireturn

V

IG

Figura 5: Configuración de medición del factor de reducción

La medición del factor de reducción determina la parte de la corriente de prueba inyectada que regresa a través del suelo y a través del cable de tierra. Por tanto se inyecta una corriente de prueba como para la medición de la impedancia de tierra y se mide la corriente de retorno utilizando, por ejemplo, una bobina de Rogowski que se envuelve alrededor de un conductor puesto a tierra. Este conductor puesto a tierra podría ser la conexión del cable de tierra con la tierra como se muestra en la Figura 5. Hay que tener en cuenta que las bobinas Rogowski modernas producen una tensión proporcional a la corriente medida y también hay que considerar correctamente el ángulo de fase. Por este motivo se muestra un voltímetro en la Figura 5 para la medición de la corriente de retorno. Si no puede determinarse toda la corriente de retorno a la vez, la medición se repite en todos los conductores que están sirviendo como vía de retorno. Por tanto deben añadirse las corrientes individuales teniendo en cuenta su ángulo de fase para obtener el valor real de la corriente de retorno total. Por tanto el factor de reducción r se calcula según la fórmula (2) 𝑟 =1−

𝐼𝑟𝑒𝑡𝑢𝑟𝑛 𝐼𝐺 = 𝐼𝑖𝑛𝑗𝑒𝑐𝑡𝑒𝑑 𝐼𝑖𝑛𝑗𝑒𝑐𝑡𝑒𝑑

(2)

Para la evaluación del factor de reducción no hay límites definidos en la norma. Una forma de evaluar la medición del factor de reducción es comprobar si el factor de reducción medido es menor que la reducción obtenida por simulación. Si esto es así, la consideración de la corriente de red resultante de la simulación es aún más conservadora que tener en cuenta la corriente de red resultante de la medición del factor de reducción. El factor de reducción medido también puede utilizarse directamente para la determinación de las tensiones de paso y contacto de acuerdo con la fórmula (1).

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6 Caso práctico Este caso práctico ilustra una prueba del sistema de puesta a tierra en un sistema de puesta a tierra con la configuración que se muestra en la Figura 6.

ITest 110 kV / 20 kV Substation

Remote Substation

≈

20 kV / 0,4 kV Substation

110 kV line

IE,I IE,II Figura 6: Configuración del sistema de puesta a tierra del caso práctico

Junto a la subestación medida de 110 kV / 20 kV se encuentra una subestación de 20 kV / 0,4 kV. El apantallamiento del cable de 20 kV interconecta los sistemas de puesta a tierra de ambas subestaciones y los fusiona en un sistema de puesta a tierra combinado. La corriente de prueba se ha inyectado a través de una línea de 110 kV, que se ha puesto a tierra en una subestación remota. Para simplificar las dos subestaciones se denominan 110 kV y 20 kV.

Trace 1, Shield connected

Trace 2, shield connected

Trace 1, Shield disconnected

Fall-of-Potential / V

2500 2000 1500

1000 500 0 0

200

400

600

800

1000

1200

1400

Distance / m

Figura 7: Medición de la caída de potencial

En primer lugar se realizó la medición de la caída de potencial que proporcionó las dos curvas de la Figura 7. Además también incluye una tercera medición que se comentará posteriormente. Es bastante común que se realicen 2 mediciones en diferentes direcciones con el fin de cotejar la exactitud de la elevación del potencial de tierra y de la impedancia de tierra que se han obtenido. Aquí se ha obtenido una elevación del potencial de tierra de 1792 V. Según la norma EN 50522 se puede omitir la medición de la tensión de paso y contacto si la elevación del potencial de tierra no supera el doble de la tensión de contacto admisible que es 176 V en este caso debida a una duración máxima de falla de 600 ms. Como este no es el caso aquí deben medirse las tensiones de paso y contacto.

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5

600

Touch Voltage / V

500 400

300 connected 200

open

100 0 1

3

5

7

9

11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45

Location #

Figura 8: Medición de la tensión de contacto

En la Figura 8 se muestran los resultados de la medición de la tensión de contacto. Las ubicaciones nº 1 – 40 están dentro de la subestación de 110 kV o en sus cercanías, por ejemplo, su valla. Estas ubicaciones no muestran valores críticos, ya que todos son inferiores a 176 V. Las ubicaciones nº 41 – 46 están cerca o justo en la subestación de 20 kV. Aquí la tensión de contacto supera significativamente la tensión de contacto admisible de 176 V. Una vez medidas estas tensiones de contacto fallidas se aisló el apantallamiento del cable de interconexión de la subestación de 20 kV respecto a la subestación de 110 kV (punto naranja en la Figura 6) y se midieron de nuevo las ubicaciones nº 41 – 46 que mostraron entonces tensiones de contacto mucho más bajas. Debido a la conexión de la subestación de 20 kV a la subestación de 110 kV a través del apantallamiento del cable, una parte importante de la corriente de red regresa a través del sistema de puesta a tierra de la subestación de 20 kV, que obviamente no tiene el tamaño suficiente para este fin. Si se desconecta el apantallamiento del cable ya no vuelve la corriente de red a través del sistema de puesta a tierra de la subestación de 20 kV y, por tanto, las tensiones de contacto son mucho más bajas. Además de la tensión de contacto en las ubicaciones seleccionadas nº 41 – 46, también se midió la caída de potencial, dejando el apantallamiento del cable desconectado de la subestación de 110 kV como se muestra en la tercera curva de la Figura 7. Se obtuvo aquí una elevación del potencial de tierra de 2328 V, que es claramente superior a la obtenida en la medición cuando estaba conectado el apantallamiento del cable. La elevación del potencial de tierra fue motivada por la desconexión del sistema de tierra de la subestación de 20 kV, lo que produjo una impedancia de tierra superior ya que las impedancias de tierra individuales de las subestaciones de 20 kV y de 110 kV se consideran impedancias paralelas. Este caso práctico demuestra claramente la necesidad de las pruebas del sistema de puesta a tierra mediante la determinación de las tensiones de contacto dentro y fuera de la subestación. Además demuestra la precisión de los métodos de prueba para la determinación de la elevación del potencial de tierra y las tensiones de contacto comparando las mediciones de la Figura 7, y comparando también las mediciones de la tensión de contacto en lugares idénticos para diferentes conexiones del apantallamiento del cable.

7 Referencias [1]

EN 50522:2010: Earthing of power installations exceeding 1 kV a.c.

[2]

IEEE 80-2000: IEEE Guide for Safety in AC Substation Grounding

[3]

IEEE 81-2012: IEEE Guide for Measuring Earth Resistivity, Ground Impedance, and Earth Surface Potentials of a Grounding System

[4]

DGUV Vorschrift 3: Elektrische Anlagen und Betriebsmittel

[5]

Methods for Grounding System Testing - A Comparison of the Polarity Reversal, Beat, and frequency-selective Method

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8 Autores Moritz Pikisch estudió Ingeniería Eléctrica en la Universidad de Karlsruhe / Alemania. Después de trabajar como instructor en OMICRON entre 2010 y 2013, pasó a un puesto de gestión de productos a principios de 2014. En esta nueva función, es responsable del desarrollo de soluciones de pruebas para la medición de la impedancia de línea y las pruebas de sistemas de puesta a tierra.

Sirko Böhme es un ingeniero eléctrico titulado que, desde 1995, ha trabajado como gerente de construcción para clientes industriales y operadores de energía eólica en diversas obras importantes de construcción de todo el mundo. Desde 2013, trabaja como coordinador de diversas tareas, incluyendo las mediciones de tierra, en DNV GL -Energy en Dresde. Está involucrado en el desarrollo de herramientas de medición y es responsable de la realización de mediciones de tierra de alta calidad en nombre de los clientes. El método preferido es el método de inversión de la polaridad, que ha demostrado su validez durante muchos años. Otras tareas de medición están relacionadas con la protección contra rayos, termografía, compatibilidad electromagnética y el impacto de los niveles de alta tensión.

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OMICRON es una compañía internacional que presta servicio a la industria de la energía eléctrica con innovadoras soluciones de prueba y diagnóstico. La aplicación de los productos de OMICRON brinda a los usuarios el más alto nivel de confianza en la evaluación de las condiciones de los equipos primarios y secundarios de sus sistemas. Los servicios ofrecidos en el área de asesoramiento, puesta en servicio, prueba, diagnóstico y formación hacen que la nuestra sea una gama de productos completa. Nuestros clientes de más de 140 países confían en la capacidad de la compañía para brindar tecnología de punta de excelente calidad. Los Service Centers en todos los continentes proporcionan una amplia base de conocimientos y un extraordinario servicio al cliente. Todo esto, unido a nuestra sólida red de distribuidores y representantes, es lo que ha hecho de nuestra empresa un líder del mercado en la industria eléctrica.

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