IEEE STD 2778-2020 (Español) [PDF]
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- Amilcar Enrique Marroquín Villalta
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Guía IEEE para plantas de energía solar Puesta a Tierra para Protección Personal
ESTÁNDARES
Sociedad de Energía y Energía IEEE
Desarrollado por el Comité de Desarrollo de Energía y Generación de Energía
Estándar IEEE 2778™ 2020
Uso con licencia autorizado limitado a: Universidad de Canberra. Descargado el 2 de mayo de 2020 a las 08:00:30 UTC de IEEE Xplore. Se aplican restricciones.
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Guía IEEE para plantas de energía solar Puesta a Tierra para Protección de Personal Desarrollado por
Comité de Desarrollo Energético y Generación de Energía de la Sociedad de Energía y Energía IEEE
Aprobado el 30 de enero de 2020
Junta de estándares de IEEE SA
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Resumen: Esta guía se ocupa principalmente del diseño del sistema de puesta a tierra para plantas de energía solar fotovoltaica que son propiedad de la empresa de servicios públicos y/o escala de servicios públicos (5 MW o más). El enfoque de la guía es sobre las diferencias en las prácticas de puesta a tierra de la subestación según lo dispuesto en IEEE Std 80. Esta guía no está destinada a las subestaciones para interconectar la planta; sin embargo, si la subestación está incluida dentro de la planta, es posible que se apliquen partes de esta guía. Del mismo modo, esta guía no cubre directamente las plantas de energía solar a pequeña escala (como los sistemas tipo techo), la puesta a tierra de subestaciones o la protección contra rayos. Palabras clave: puesta a tierra, IEEE 2778™, personal, fotovoltaica, protección, planta de energía solar
El Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos, Inc. 3 Park Avenue, Nueva York, NY 100165997, EE. UU. Copyright © 2020 por el Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos, Inc. Reservados todos los derechos. Publicado el 17 de abril de 2020. Impreso en los Estados Unidos de América.
IEEE es una marca registrada en la Oficina de Marcas y Patentes de EE. UU., propiedad del Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos, Incorporated.
PDF: ISBN 9781504464703
STD24067
Imprimir: ISBN 9781504464710
STDPD24067
IEEE prohíbe la discriminación, el acoso y la intimidación. Para obtener más información, visite http://www.ieee.org/web/aboutus/whatis/policies/p926.html. Ninguna parte de esta publicación puede reproducirse de ninguna forma, en un sistema de recuperación electrónico o de otra manera, sin el permiso previo por escrito del editor.
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4 Derechos de autor © 2020 IEEE. Reservados todos los derechos.
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Fe de erratas
Se puede acceder a las erratas, si las hay, para todos los estándares IEEE en el sitio web de IEEE SA. Busque el número de norma y el año de aprobación para acceder a la página web de la norma publicada. Los enlaces de erratas se encuentran en la sección Detalles de recursos adicionales. Las erratas también están disponibles en IEEE Xplore. Se alienta a los usuarios a verificar periódicamente las erratas.
patentes Los estándares IEEE se desarrollan de conformidad con la política de patentes de IEEE SA.
NOTICIA IMPORTANTE Los estándares IEEE no garantizan ni aseguran la seguridad, la salud o la protección del medio ambiente, ni protegen contra la interferencia con o desde otros dispositivos o redes. Las actividades de desarrollo de estándares IEEE consideran la investigación y la información presentada al grupo de desarrollo de estándares al desarrollar cualquier recomendación de seguridad. Otra información sobre prácticas de seguridad, cambios en la tecnología o implementación de tecnología, o el impacto de los sistemas periféricos también puede ser pertinente a las consideraciones de seguridad durante la implementación de la norma. Los implementadores y usuarios de los documentos de estándares IEEE son responsables de determinar y cumplir con todas las prácticas apropiadas de protección, protección, medioambiente, salud y protección contra interferencias y todas las leyes y reglamentaciones aplicables.
5 Derechos de autor © 2020 IEEE. Reservados todos los derechos.
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Participantes En el momento en que se completó esta guía IEEE, el Grupo de Trabajo de Diseño de Colectores de Plantas de Energía Eólica y Solar tenía los siguientes miembros: Loren Powers, Presidente Sudipta Dutta, Vicepresidenta
chris brooks
Dustin Howard
jose marrón Rastreador gorée
Andy León david lewis
mate hadsell
Dave Müller
Precio Doug Abdu Sana Rob Schaerer Alkesh Shah
Gopal Padmanabhan
Los siguientes miembros del comité de votación individual votaron sobre esta guía. Los votantes pueden haber votado por aprobación, desaprobación o abstención.
Guillermo Ackermann
werner holzl
Ali Al Awazi
Roberto Hoerauf
charles rogers
james babcock
Yuri Jersonski
Sirak Belayneh Tomás Blair
jim kulchisky
Más y más Steven Sano
Loren poderes
ChungYiu Lam Gian Carlo Leone
Rob Schaerer
derek marrón Gustavo Brunello
david lewis
Nikunj Shah
Demetrio Bucaneg Jr. guillermo arbusto
Jose Marrero
gary smullin
Carlos Morse
gary stoedter
Guillermo Byrd kurt clemente
jerry murphy Pero Naderian Jahromi
James Temperley
gary donner Kevin Fellhölter
Arturo Neubauer
Juan Vergis kenneth blanco
kamal garg
Cristóbal Petrola allan poderes
arboledas de randall
bansi patel
Roberto Seitz
Gerardo Vaughn
jian yu Nicolás Zagrodnik
Cuando el Consejo de Normas de IEEESA aprobó esta guía el 30 de enero de 2020, tenía los siguientes miembros: Gary Hoff hombre, Presidente Puesto vacante, Vicepresidente JeanPhilippe Faure, expresidente Konstantinos Karachalios, Secretario
Ted Burse
Howard li
J. Travis Griffi th Grace
dong liu kevin lu
Guido R. Hiertz
Pablo Nikolich
Wang Sha Wei Philip B. Winston
Joseph L. Koepfinger* John D. Kulick David J.
damir novosel
Daidi Zhong Jingyi
Jon Walter Rosdahl
Zhou
Dorothy Stanley Mehmet Ulema Lei
Law *Miembro Emérito
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Introducción Esta introducción no forma parte de IEEE Std 27782020, IEEE Guide for Solar Power Plant Grounding for Personnel Protection.
Las plantas de energía solar a escala de servicios públicos (SPP) cubren áreas tan grandes como decenas de kilómetros cuadrados. Los enfoques presentados en IEEE Std 80™1 para subestaciones no siempre se aplican directamente a estas instalaciones mucho más grandes. Por ejemplo, en los Estados Unidos, el Código Eléctrico Nacional (NEC) [B5]2 excluye específicamente las plantas de 5 MW y más y el NESC (IEEE Std C2) [B1] no proporciona una guía significativa para el diseño de plantas, principalmente haciendo referencia a IEEE Std. 80. IEEE Std 80 está diseñado para entornos de subestaciones donde los sistemas de puesta a tierra son comparativamente pequeños y tienen un espaciamiento de red denso en comparación con la puesta a tierra de los SPP a escala de servicios públicos.
Esta guía se preparó para ayudar a las empresas de servicios públicos, los desarrolladores y los operadores de SPP a comprender las diferencias y los desafíos de la puesta a tierra de SPP a escala de servicios públicos. Hace referencia en gran medida a IEEE Std 80 e IEEE Std 81™ para el diseño, las pruebas y la teoría de puesta a tierra, centrándose en las diferencias con estos documentos.
1 La información sobre las referencias se puede encontrar en la Cláusula 2. 2 Los números entre paréntesis corresponden a los de la bibliografía del Anexo A.
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Contenido 1. Información general............................................... .................................................... .................................................... .. 9 1.1 Alcance ........................................... .................................................... .................................................... ... 9 1.2 Propósito................................................ .................................................... .................................................... 9 2 Referencias normativas.............................................. .................................................... .................................... 9 3. Definiciones, acrónimos y abreviaturas ............................................... .................................................... ..... 10 3.1 Definiciones................................................ .................................................... ............................................. 10 3.2 Acrónimos y abreviaturas .................................................. .................................................... .......... 10 4. Descripción de los sistemas de puesta a tierra SPP y SPP .................................. ............................................. 11 4.1 Diferencias entre SPP, centrales eléctricas tradicionales y subestaciones ............................................... .......... 12 4.2 Desafíos con el diseño y el análisis .................................. .................................................... .......... 12 4.3 Sistemas auxiliares (bastidores de equipos) para puesta a tierra .................. ............................................. 13 4.4 Puesta a tierra de vallas ................................................. .................................................... ............................. 13 4.5 Protección del personal en SPP ............. .................................................... .................................................. 13 5. Enfoque de diseño y análisis ............................................... .................................................... ..................... 14 5.1 Suelo .......................... .................................................... .................................................... ....................... 14 5.2 Datos de fallo ....................... .................................................... .................................................... .......... 15 5.3 Diseño de puesta a tierra SPP .......................... .................................................... .......................................... 16 5.4 Modelado y análisis .. .................................................... .................................................... .................. 18 5.5 Pruebas posteriores a la construcción .......................... .................................................... .......................................... 21 Anexo A (informativo) Bibliografía ............................................... .................................................... .......... 22
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Guía IEEE para plantas de energía solar Puesta a Tierra para Protección de Personal
1. Información general
1.1 Alcance Esta guía se ocupa principalmente del diseño del sistema de puesta a tierra para plantas de energía solar (SPP) fotovoltaicas (PV) montadas en el suelo que son propiedad de la empresa de servicios públicos y/o a escala de la empresa de servicios públicos (5 MW o más). El enfoque de la guía está en las diferencias en las prácticas de puesta a tierra de subestaciones según lo dispuesto en IEEE Std 80.
Esta guía no está destinada a las subestaciones para interconectar la planta solar; sin embargo, si la subestación está incluida dentro de la planta, es posible que se apliquen partes de esta guía. De manera similar, esta guía no cubre directamente los SPP a pequeña escala (como los sistemas tipo azotea), la puesta a tierra de subestaciones o la protección contra rayos.
1.2 Propósito La intención de esta guía es brindar orientación e información pertinente a las prácticas de puesta a tierra en los SPP para la protección del personal, específicamente para identificar las diferencias entre la puesta a tierra de la subestación (cubierta por IEEE Std 80) y los SPP.
Esta guía se ocupa principalmente de las prácticas de puesta a tierra relacionadas con la protección del personal dentro de los SPP para sistemas de 50 Hz o 60 Hz.
2 Referencias normativas Los siguientes documentos de referencia son indispensables para la aplicación de este documento (es decir, deben ser entendidos y utilizados, por lo que cada documento de referencia se cita en el texto y se explica su relación con este documento). Para las referencias con fecha, sólo se aplica la edición citada. Para las referencias sin fecha, se aplica la última edición del documento de referencia (incluidas las enmiendas o correcciones).
IEEE Std 80™, Guía IEEE para la seguridad en la puesta a tierra de subestaciones de CA.
IEEE Std 81™, Guía IEEE para medir la resistividad de la tierra, la impedancia de la tierra y los potenciales de la superficie de la tierra de un sistema de puesta a tierra.
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3. Definiciones, siglas y abreviaturas 3.1 Definiciones A los efectos de este documento, se aplican los siguientes términos y definiciones. Se debe consultar el IEEE Standards Dictionary Online para los términos no definidos en esta cláusula.3
sistema colector: Todos los cables, cables subterráneos y/o líneas aéreas y aparamenta desde los sitios de inversores solares y transformadores elevadores hasta la subestación de interconexión SPP. El número total de circuitos del sistema colector de CA depende del tamaño del transformador de la subestación. funcionalmente conectado a tierra: Un sistema fotovoltaico (PV) que tiene una referencia eléctrica a tierra que no está sólidamente conectada a tierra. protección del personal: Establecimiento de un sistema de puesta a tierra capaz de cumplir con el voltaje de contacto y de paso dentro del SPP en condiciones de falla dentro del contexto de IEEE Std 80. punto de interconexión (POI): El lugar donde la instalación de generación (SPP) se conecta a los sistemas de transmisión o distribución.
planta de energía solar (SPP): un grupo de paneles solares fotovoltaicos (PV) interconectados eléctricamente que tienen uno o más puntos de interconexión con el sistema eléctrico de la red pública. factor de división: un factor que representa la parte de la corriente de falla a tierra simétrica de fuente remota que fluye a través del sistema de puesta a tierra y la tierra en comparación con la corriente total. Sistema de puesta a tierra SPP: La combinación de todos los objetos puestos a tierra por debajo del nivel del suelo dentro de la planta de energía solar (SPP), incluida la interconexión de puesta a tierra a través de estructuras SPP por encima del nivel del suelo. Esto puede incluir o no la subestación de interconexión, dependiendo si esta subestación está dentro del SPP o no. centrales eléctricas tradicionales: Se refiere a aquellas centrales eléctricas que convierten la energía química de un combustible en energía eléctrica (por ejemplo, a carbón, a gas, a petróleo, etc.).
SPP a escala de servicios públicos: una planta de energía solar (SPP) con un tamaño de 5 MW o más.
3.2 Acrónimos y abreviaturas GPR
aumento del potencial de tierra
GSU
aumento del generador
HV
Alto voltaje
MV
voltaje medio
ENTONCES
punto de interconexión
fotovoltaica
fotovoltaica
SPP
planta de energía solar
3 IEEE Standards Dictionary Online está disponible en: http://dictionary.ieee.org. Se requiere una cuenta IEEE para acceder al diccionario, y se puede crear una sin cargo en la página de inicio de sesión del diccionario.
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4. Descripción de los sistemas de puesta a tierra SPP y SPP Las plantas de energía solar consisten en una serie de paneles fotovoltaicos que producen energía de CC, que luego se interconectan a un punto común de recolección de CC. La potencia de CC se invierte a potencia de CA a bajo voltaje y luego se transforma a voltaje medio (comúnmente de 11 kV a 35 kV) a través de un transformador elevador de generador (GSU) adyacente (comúnmente de 1 MVA a 2 MVA). Un diseño típico puede tener uno o dos inversores que recolectan del orden de 1 MVA de generación solar cada uno y se conectan a un transformador elevador en un punto de recolección dentro del bloque de generación. La energía de CA se recolecta a través de un sistema colector de CA de cables de voltaje medio, que normalmente combina la salida de varios transformadores, a veces a través de un dispositivo de conmutación de voltaje medio. En la Figura 1 se muestra una línea simplificada de una porción de muestra de un SPP . Luego, el sistema de recolección de CA se conecta a la red eléctrica en un punto de interconexión. Las plantas más grandes pueden tener una subestación de interconexión independiente, que puede o no ser parte del sistema de puesta a tierra del SPP.
Figura 1: Ejemplo de diagrama unifilar parcial de SPP
Los lados de CC y CA del sistema SPP suelen estar aislados galvánicamente. Cuando se requiere la puesta a tierra del sistema de CC, los sistemas de puesta a tierra de CC y CA se pueden unir o se pueden poner a tierra funcionalmente. Cuando corresponda, el National Electrical Code® (NEC®) (NFPA 70®) [B5]4 indica que la conexión a tierra del sistema de CC se debe realizar en un solo punto del circuito de CC. En los sistemas fotovoltaicos conectados a tierra, esta conexión a tierra del sistema se realiza a través de un dispositivo interno de protección contra fallas a tierra del inversor. Al operar este dispositivo de protección contra fallas a tierra, se puede eliminar la referencia a tierra del sistema de CC.
El sistema de puesta a tierra SPP consta del material de puesta a tierra por debajo del nivel del suelo (por lo general, cobre desnudo o conductor de acero revestido de cobre y electrodos de puesta a tierra), así como objetos metálicos interconectados por encima del nivel del suelo, como estructuras de equipos y postes de soporte. Estos objetos afectan el rendimiento del sistema de puesta a tierra cuando están conectados al sistema de puesta a tierra por debajo del nivel del suelo o se extienden por debajo del nivel del suelo. Un diseño típico utiliza una conexión a tierra mínima por debajo del nivel del suelo, por lo general lo suficiente para proporcionar conexión entre cada bloque de generación, conectando los transformadores elevadores individuales. El inversor/transformador puede utilizar un bucle adicional de conductor de puesta a tierra alrededor de este equipo. Las conexiones a tierra para el resto del equipo de la planta (paneles fotovoltaicos, marcos de soporte, etc.) a menudo se proporcionan conectando un punto de una fila de paneles al
4 El NEC es publicado por la Asociación Nacional de Protección contra Incendios (https://www.nfpa.org/). También hay copias disponibles en el Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos (https://standards.ieee.org/).
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sistema de puesta a tierra en un extremo. Algunos diseños también continúan con un recorrido de conexión a tierra a lo largo de la fila de paneles, ya sea por encima o por debajo del nivel del suelo.
El tamaño de un SPP típico hace que no sea práctico instalar una malla de puesta a tierra lo suficientemente densa para mantener un plano casi equipotencial en toda la instalación o instalar una superficie de roca triturada en toda la instalación. Las grandes áreas abiertas generalmente requieren menos conexión a tierra (similar al diseño de una planta de energía tradicional), pero es imperativo prestar atención a los voltajes de paso y contacto en las cercanías de todos los equipos conductores expuestos. Es necesario un modelo de diseño que pueda dar cuenta de esta amplia variación en las características y requisitos del sistema de puesta a tierra para diseñar un sistema de puesta a tierra que proteja adecuadamente al personal sin ser prohibitivamente costoso.
4.1 Diferencias entre SPP, centrales eléctricas tradicionales y subestaciones Si bien existen algunas similitudes entre los sistemas de puesta a tierra SPP y las plantas y subestaciones de energía tradicionales, existen diferencias más significativas. Los sistemas de puesta a tierra SPP a gran escala a menudo pueden extenderse sobre cientos o miles de acres donde las subestaciones y las plantas tradicionales suelen ser mucho más pequeñas.
La práctica general en el diseño de puesta a tierra de una subestación o planta es producir un plano casi equipotencial a través de la instalación, o al menos alrededor del equipo puesto a tierra. Usando una malla relativamente densa, esto se logra a un nivel aceptable según lo determinado al examinar los voltajes de malla, contacto y paso dentro del área del sistema de puesta a tierra.
Las subestaciones son lo suficientemente pequeñas como para que el espaciado de la red del orden de 5 m a 15 m (15 pies a 50 pies) sea típico y presente un gasto razonable para el proyecto. De manera similar, la aplicación de una capa de superficie aislante alrededor del equipo y en toda la estación es una práctica común. Dado que el área total es relativamente pequeña, la mayoría de los paquetes de software de puesta a tierra pueden realizar análisis y, en algunos casos, cálculos manuales, para proporcionar resultados aceptables con relativa facilidad.
Las centrales eléctricas tradicionales a menudo tienen grandes cimientos de hormigón reforzado con barras de refuerzo o edificios que igualan los voltajes en las cercanías de los equipos principales. El equipo auxiliar se conecta a tierra de manera similar a como se hace en un entorno de subestación, y la planta de energía generalmente se conecta a una subestación que sigue el diseño típico de conexión a tierra de la subestación. Muchas plantas tradicionales tienen áreas grandes donde no hay equipos que tocar, lo que permite menos conexión a tierra en algunas áreas. Si bien las centrales eléctricas suelen ser más grandes que las subestaciones, el diseño y el análisis de puesta a tierra no suelen ser significativamente más difíciles y pueden manejarse fácilmente mediante software.
Debido al tamaño más grande de los SPP, por lo general no es práctico instalar una capa de superficie de roca triturada aislante en toda la instalación, ni es práctico instalar una malla de puesta a tierra densa. Estas dos omisiones tienen un efecto aditivo en las implicaciones de protección del personal: la falta de roca triturada puede reducir significativamente los límites de voltaje de contacto y de paso permitidos y la falta de una red densa da como resultado voltajes de paso y de contacto más altos.
4.2 Desafíos con el diseño y el análisis El costo de un sistema de puesta a tierra SPP a gran escala de servicios públicos a menudo puede alcanzar los millones de dólares solo en materiales. A diferencia del diseño de puesta a tierra de una subestación, donde un sobrediseño puede ser aceptable desde el punto de vista del costo, incluso un pequeño porcentaje de sobrediseño en un SPP puede generar un costo significativo. Por lo tanto, existe un incentivo para realizar un análisis y un diseño precisos que brinden protección al personal compatible con IEEE Std 80 y reduzcan los costos de margen de diseño innecesarios.
El tamaño de las SPP a gran escala también causa dificultades de modelado. Los métodos de cálculo manual son insuficientes debido a las suposiciones que requieren, particularmente la exclusión de la resistencia interna del conductor de puesta a tierra que se vuelve significativa en grandes distancias. Muchos programas de software también tienen limitaciones, incluido el tipo de estructura del suelo, el número máximo de conductores o no tener en cuenta la impedancia propia y mutua del conductor. Incluso los paquetes de software de conexión a tierra más avanzados no pueden adaptarse a los SPP fotovoltaicos a escala de servicios públicos más grandes sin algún tipo de compromiso. Técnicas complejas, que requieren una comprensión detallada del problema.
12 Derechos de autor © 2020 IEEE. Reservados todos los derechos.
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y el software de modelado, a menudo tienen que usarse para obtener resultados razonables y precisos con modelos parciales, limitados o aproximados.
4.3 Sistemas auxiliares (bastidores de equipos) para puesta a tierra Como se indicó anteriormente, el diseño de puesta a tierra SPP a menudo utiliza sistemas auxiliares (como bandejas de cables, marcos fotovoltaicos, postes de soporte, etc.) como parte del sistema de puesta a tierra. Estos sistemas auxiliares están principalmente sobre el nivel del suelo y, en la mayoría de los casos, proporcionan rutas eléctricamente continuas para que la corriente se distribuya a través del SPP. Sin embargo, hay advertencias a tener en cuenta cuando el sistema de puesta a tierra depende de estos sistemas auxiliares. Por ejemplo, la ruta debe ser verdaderamente eléctricamente continua a través de las uniones y conexiones; El pleno cumplimiento de UL 2703 [B6] y 3703 [B7] es una forma de brindar confianza en esta continuidad. Si los postes de soporte están cubiertos con un revestimiento para la prevención de la corrosión, incrustados en un relleno de alta resistividad (grava), o si no están en contacto eléctrico sólido con el suelo nativo, su beneficio puede reducirse o eliminarse. Estos efectos pueden tenerse debidamente en cuenta si se modelan y analizan adecuadamente. De manera similar, la resistividad eléctrica del acero es más alta que la del cobre, lo que puede resultar en una mayor caída de voltaje a lo largo de la línea de paneles. También puede haber preocupaciones con respecto a la corrosión galvánica entre metales diferentes al conectar el conductor de puesta a tierra a los marcos del equipo. Cuando se aplica el NESC, hay una variedad de requisitos para estos electrodos de puesta a tierra auxiliares, incluidos los materiales, el tamaño, etc. [B1].
4.4 Puesta a tierra de cercas Donde sea aplicable el Código Nacional de Seguridad Eléctrica® (NESC®) (Comité de Normas Acreditadas C2), las cercas de metal que rodean un SPP pueden requerir conexión a tierra a partir de la publicación de este documento [B1]. Desde un punto de vista técnico, es posible que no sea necesaria una conexión a tierra adicional de la cerca si los postes de la cerca son metálicos y están adheridos a cualquier material de malla de la cerca. Sin embargo, se requiere un análisis de los voltajes de contacto en la cerca para confirmar el cumplimiento de las prácticas de IEEE Std 80. No es raro tener una separación entre la cerca y la planta de 6 m (20 pies) o más si hay un camino perimetral, lo que reduce significativamente el acoplamiento conductivo entre la cerca y el equipo con falla. La unión de la cerca hace que los voltajes de falla se transfieran a la cerca, lo que en muchos casos requeriría una cantidad significativa de conexión a tierra y/o superficie adicional a lo largo de la cerca del sitio.
Una opción más práctica es analizar las cercas metálicas del sitio con fallas en varios lugares cerca del perímetro del sistema de puesta a tierra del SPP. Si el análisis indica que se exceden los límites de voltaje de contacto o de paso a lo largo de partes de la cerca del sitio, se puede colocar una puesta a tierra de la cerca localizada adicional y/o una superficie de roca triturada en esas áreas específicas.
Cuando las vallas son paralelas o se cruzan por debajo de las líneas de transmisión, la inducción magnética y capacitiva también puede representar un problema, aunque este efecto puede ser sustancialmente menor que el componente conductivo de un escenario de falla. Estos aspectos pueden ser considerados caso por caso.
4.5 Protección del personal en SPP Un sistema de puesta a tierra SPP cumple la misma función que un sistema de puesta a tierra tradicional. Esto incluye limitar los voltajes de contacto y de paso a los límites determinados en IEEE Std 80. Bajo condiciones de falla, la protección del personal se examina para lo siguiente:
— Voltajes de contacto en todos los equipos dentro de la cerca SPP conectados eléctricamente a la puesta a tierra del SPP sistema — Voltajes de contacto en el SPP y cualquier cerca conectada, posiblemente debido al voltaje de transferencia
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— Voltajes de contacto en otros objetos conectados a tierra en las cercanías del SPP que pueden verse afectados por la transferencia tensión del sistema de puesta a tierra SPP, según se requiera — Voltajes escalonados a lo largo y justo más allá de toda el área dentro del SPP y el sistema de puesta a tierra del SPP
5. Enfoque de diseño y análisis Las siguientes subcláusulas analizan un enfoque de diseño útil, con referencias significativas a IEEE Std 80. El objetivo de esta sección es identificar las diferencias en el diseño y el análisis en comparación con un entorno de subestación, lo que permite que un usuario familiarizado con el diseño de puesta a tierra de subestaciones comprenda consideraciones adicionales para grandes SPP.
5.1 Suelo Debido al tamaño de las SPP, el suelo generalmente no se puede considerar consistente en sitios más grandes y merece pruebas y modelos más extensos que las subestaciones o las centrales eléctricas tradicionales. Las pruebas generalmente se realizan en una variedad de ubicaciones con modelos de suelo desarrollados para áreas específicas para capturar las diferencias locales en las características del suelo en todo el SPP. 5.1.1 Ensayo de resistividad del suelo Para obtener suficiente información para realizar los análisis del sistema de puesta a tierra, es necesario recopilar una cantidad significativa de datos de resistividad del suelo en todo el SPP antes de la construcción. Idealmente, esto incluye una combinación de un gran número de recorridos más cortos y unos pocos recorridos muy largos de resistividad del suelo. Los recorridos largos de la resistividad del suelo se utilizan para caracterizar la(s) capa(s) inferior(es) del suelo. Generalmente, la capa inferior permanece constante en todo el sitio y puede influir significativamente en la impedancia general del sistema de puesta a tierra. Las travesías cortas deben consistir en mediciones desde espacios pequeños (alrededor de 0,5 m o menos) hasta espacios máximos de al menos 30 m (100 pies). Para algunos sitios SPP donde se espera una variación significativa de la resistividad con la profundidad, es posible que estas pruebas deban extenderse a un espacio máximo de más de 75 m (250 pies). Por lo general, estas travesías más cortas deben hacerse en una cuadrícula a través del sitio con separaciones entre los puntos centrales del orden de 500 m (1650 pies) [B3]. Se pueden usar recorridos cortos para desarrollar modelos de suelo de capa superior para cada ubicación donde se recolectaron los datos.
Los recorridos más largos son fundamentales para la caracterización y el análisis precisos de cualquier sistema de puesta a tierra grande [B4]. Idealmente, el espaciamiento máximo de la prueba de resistividad del suelo sería igual a la dimensión diagonal más grande del SPP; sin embargo, esto no es práctico para sitios SPP más grandes. Para plantas más grandes, los espaciamientos más grandes para los recorridos más largos pueden necesitar ser de alrededor de 300 m (1000 pies) para obtener algunos espaciamientos de sonda que miden esta capa más profunda [B3]. Si las resistividades aparentes medidas no se han estabilizado con pocos cambios al aumentar los espaciamientos de las sondas, las transversales deben extenderse hasta que las resistividades se nivelen. En plantas grandes, es aconsejable realizar múltiples recorridos largos en diferentes áreas dentro de la planta para mejorar la precisión del modelo de suelo SPP. 5.1.2 Desarrollo del modelo de suelo Cada recorrido de los datos de resistividad del suelo medidos debe analizarse por separado. Las poligonales más cortas en un área determinada se utilizan para representar las capas superiores del suelo local. Los recorridos más largos más cercanos de los datos de resistividad del suelo proporcionan datos sobre las capas más profundas del suelo. Para las plantas más pequeñas, la capa inferior del suelo suele ser la misma para todo el SPP. Algunos SPP muy grandes pueden requerir el uso de diferentes valores para la(s) capa(s) inferior(es) de resistividad del suelo.
Utilizando los datos de los modelos transversales cortos y largos para un sitio determinado, se puede desarrollar un modelo de suelo general para un área de análisis determinada. La Tabla 1 muestra un ejemplo de la combinación de una travesía corta (con dos capas de suelo detectadas) y una travesía larga (tres capas de suelo detectadas debido a los espaciamientos de sonda más grandes). La resistividad de las capas superior y media se basa en el recorrido corto, y la resistividad de la capa inferior utiliza el recorrido largo.
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atravesar. Para las profundidades, la(s) capa(s) superior(es) utiliza(n) las profundidades conocidas de la poligonal corta. Seleccionar la profundidad de la capa próxima al fondo es el aspecto más difícil si no existe una correlación directa entre las resistividades de la capa intermedia. Un enfoque es colocar la capa inferior a la misma profundidad total medida en la poligonal larga (35 m en este ejemplo).
Tabla 1—Desarrollo de modelo de suelo de muestra Resistividad y espesor del suelo Taberna corta (local) (probado a 30 m)
Modelo local combinado
Travesía larga (cerca)
Capa superior
50 Ω∙m para 2 m
30 Ω∙m para 4 m
Segunda
120 Ω∙m (parte inferior medida con recorrido más corto)
100 Ω∙m para 31 m
120 Ω∙m para 33 m
(profundidad acumulada 35 m)
(profundidad acumulada 35 m)
65 Ω∙m
65 Ω∙m
capa (media) Tercera
50 Ω∙m para 2 m
capa (inferior)
Utilizando esta metodología, se puede desarrollar un modelo de suelo para cada región donde se midió un recorrido corto de la resistividad del suelo. Estos diversos modelos pueden entonces ser considerados para el análisis como se discutió en 5.4.
5.2 Datos de falla Los datos de falla para un análisis de puesta a tierra de un SPP no son significativamente diferentes de los que se necesitan para otras instalaciones, pero hay algunos aspectos en los que es necesario considerar las diferencias en un SPP. 5.2.1 Datos de falla requeridos Las fallas en el sistema de CA de bajo voltaje pueden tener una magnitud de corriente alta, pero el aumento del potencial de tierra (GPR) está limitado por el voltaje de línea a tierra del sistema. Si el transformador está puesto a tierra, la corriente circulará principalmente dentro de los caminos metálicos locales; si no está conectado a tierra, es esencialmente cero. Además, el área de exposición es limitada (entre el transformador GSU y el inversor adyacente). Por lo tanto, las fallas en el sistema de alta tensión (HV) o media tensión (MV) generalmente producen el peor escenario para la protección del personal. Los datos se pueden recopilar como se describe en IEEE Std 80, incluidas las magnitudes, las relaciones X/R y los tiempos máximos de despeje para los sistemas HV y MV, preferiblemente separando las contribuciones de la empresa de interconexión y la planta cuando sea posible. Para el caso de MV, se requieren datos de fallas en una gran variedad de ubicaciones en todo el SPP. 5.2.2 Consideraciones de división de corriente de falla Si se realiza un análisis de factor dividido, se debe tener cuidado de realizar un análisis detallado en lugar de utilizar métodos simplificados, como los valores o curvas precalculados en el Anexo C de la norma IEEE 802013. Un esquema detallado que ilustra el factor cero Las rutas de secuencia para cada tipo de falla y ubicación ayudan a comprender el cálculo del factor de división, ya que el factor de división será diferente para una falla de alta tensión frente a una falla de media tensión. La metodología en IEEE Std 80 asume que todas las líneas existen y provienen de fuera del sistema de puesta a tierra (es decir, fuera del SPP). Por lo tanto, los circuitos colectores no se pueden considerar utilizando los métodos IEEE Std 80, pero se pueden incluir en modelos detallados del sistema de puesta a tierra.
Los factores de división asociados con las corrientes de fuente remota para los SPP son generalmente altos, a menudo alrededor del 90 %, debido a la baja impedancia del sistema de puesta a tierra de la planta y al acoplamiento mutuo de los conductores de tierra. Para plantas más pequeñas en suelos de muy alta resistividad, este valor puede ser menor para fallas cerca de la subestación de interconexión. Para fallas más alejadas de la subestación, los beneficios de determinar el factor de división de la corriente de falla son generalmente mínimos ya que la impedancia del conductor de puesta a tierra a las líneas de transmisión a menudo puede exceder la impedancia de la red de tierra de la línea de transmisión. Por lo tanto, a menudo no se considera un factor de división, pero puede serlo si resultara beneficioso.
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Las fallas dentro de la planta que están cerca o en el colector o la subestación de interconexión pueden beneficiarse hasta cierto punto de la ruta adicional que brindan los cables blindados en las líneas de transmisión. La forma más precisa de considerar los efectos es incluir un modelo simplificado de los cables de protección y las conexiones a tierra de la estructura en el modelo, como se explica en 5.4. El simple uso de un factor de división derivado de IEEE Std 80 ignora la impedancia de los conductores de tierra entre la ubicación de la falla y las terminaciones del cable blindado. Este valor puede alcanzar varios ohmios en partes de un SPP más alejadas de la subestación.
Además, parte de la corriente (particularmente las corrientes de falla a tierra de origen local dentro de la planta) regresa a las fuentes locales de secuencia cero a través de los conductores neutros, como se explica en 5.2.3. 5.2.3 Determinación de la(s) corriente(s) de falla en el peor de los casos A menudo, la subestación de interconexión tiene transformadores de tres devanados con un terciario en triángulo o está conectado en triángulo en el lado alto y conectado a tierra en estrella en el lado SPP. Este delta actúa como una fuente de falla a tierra de secuencia cero para fallas dentro de la planta; sin embargo, es posible que no resulte en un GPR significativo, por lo que es posible que no afecte significativamente los voltajes de contacto y de paso. Cuando el software lo permita, modelar la ruta de retorno correcta para la(s) contribución(es) delta (que circula principalmente en el sistema de puesta a tierra) ayuda a reducir el sobrediseño mientras se mantiene la precisión del análisis. Este valor no puede simplemente restarse y producir un resultado exacto. Si la subestación de interconexión está conectada eléctricamente al sistema de puesta a tierra SPP, se deben considerar las fallas en el lado HV del transformador, ya que el GPR tendrá un impacto en el sistema de puesta a tierra SPP y puede resultar en los voltajes de contacto y paso más altos cerca de la subestación. dentro del SPP. La consideración de la generación local de los conjuntos fotovoltaicos, tal como la controla el inversor, también puede mejorar la precisión de los cálculos de GPR; sin embargo, modelar este aspecto es mucho más difícil debido a la amplia distribución de fuentes. La configuración del sistema puede ser tal que no haya una contribución de corriente a tierra de la generación fotovoltaica, pero si la hay, se puede lograr una mejora en la precisión mediante el modelado de rutas de retorno de corriente agrupadas en cada ubicación de GSU.
Si la protección se basa en elementos de sobrecorriente de tiempo, el tiempo de despeje varía con las corrientes de falla variables. Como tal, seleccionar una única corriente de falla en el peor de los casos puede ser difícil y es probable que se requiera analizar múltiples fallas. 5.2.4 Ubicaciones de fallas para usar en el análisis El análisis debe realizarse en una muestra razonable de ubicaciones de fallas de línea a tierra en todo el SPP y en la subestación de interconexión si el sistema de puesta a tierra está conectado. El número específico de sitios depende del tamaño de la planta y la variación de las corrientes de falla a través del sitio. Por lo general, se desarrolla un modelo de cortocircuito para el sitio, a menudo modelado para cada ubicación de GSU. Esto permite que se utilicen valores de falla realistas para cada ubicación analizada, teniendo en cuenta el hecho de que los valores a menudo son significativamente más bajos lejos de la subestación colectora principal. Se puede utilizar un subconjunto de ubicaciones, como se explica en 5.4.
5.3 Diseño de puesta a tierra SPP Los SPP son sistemas grandes que requieren un diseño optimizado para reducir los costos y, al mismo tiempo, proporcionar un sistema de conexión a tierra suficiente. El uso de software suele ser un requisito para validar el rendimiento de un sistema de puesta a tierra para un SPP grande. Incluso usando software, el modelado completo de todo el sistema puede ser difícil. Las siguientes secciones discuten un enfoque para diseñar un sistema de puesta a tierra y realizar este análisis. 5.3.1 Enfoque general de diseño Para mantener los costos bajos, se desea para el SPP un sistema de puesta a tierra minimalista que también brinde protección al personal. Un diseño común consiste en un sistema de puesta a tierra interconectado con un espaciado de cuadrícula muy grande (más de 100 m (350 pies) (consulte Lewis y Schaerer [B3]). El espaciado a menudo se determina para rodear cada bloque de 1 MW a 4 MW. de generación FV Esto podría resultar en un diseño similar al que se muestra en la Figura 2, que muestra el gran espaciamiento (alrededor de 150 m) de la red SPP y una conexión a la subestación de interconexión en
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el fondo con una rejilla mucho más densa. El pequeño lazo cerca de cada esquina representa el lazo alrededor del transformador elevador y el equipo inversor. La cerca del sitio se muestra en rojo.
Figura 2—Ejemplo de diseño de cuadrícula de puesta a tierra primaria
El conductor de la red se puede colocar perpendicular a cada línea de paneles fotovoltaicos y correr a lo largo de un extremo de las líneas, conectándose a cada línea. El extremo lejano generalmente no requiere un conductor separado, pero puede ser necesario en algunas condiciones debido a la caída de voltaje a lo largo de los marcos del equipo. En algunos casos, la red puede reducirse a solo el conductor suficiente para conectar los bucles del inversor y volver a la subestación. Un ejemplo de esto se muestra en la Figura 3 , donde las líneas negras son el sistema de puesta a tierra principal (cuadrícula) y las líneas rojas son los sistemas de puesta a tierra auxiliares (soportes y postes de acero en contacto sólido con el suelo nativo). Los diseños alternativos pueden usar un solo tramo de conductor compartido entre bloques y conectado a través del área abierta entre los bloques para unir a cada fila de paneles fotovoltaicos. 5.3.2 Puesta a tierra a lo largo de filas de paneles En algunos casos, los diseñadores de la planta utilizan un conductor de cobre por debajo o por encima del suelo en la bandeja de cables de CC a lo largo de la línea de paneles como parte del sistema de puesta a tierra. Este enfoque puede ayudar a proporcionar una ruta de conexión a tierra continua de baja resistencia a lo largo de las filas de paneles; sin embargo, este enfoque a menudo es innecesario desde el punto de vista del voltaje de contacto y de paso, suponiendo que el camino a lo largo de la línea de paneles es eléctricamente continuo. La adición o eliminación del conductor de cobre adicional debe considerarse principalmente en función del análisis y el diseño. Si no se utiliza un conductor de cobre separado, es imperativo que el diseño proporcione la continuidad eléctrica de las estructuras de grado anteriores.
5.3.3 Uso de varillas de tierra El uso de varillas de puesta a tierra generalmente brinda pocos beneficios en un sistema de puesta a tierra extremadamente grande, excepto para proporcionar alguna reducción local de los voltajes de contacto (incluyendo ubicaciones como esquinas de cercas o puertas), o donde existe una capa poco profunda de alta resistividad tal que el sistema de puesta a tierra principal está no en suelos de menor resistividad, pero las varillas de tierra podrían alcanzar la capa inferior. Los postes de soporte de acero también brindan un beneficio similar si son profundos
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Figura 3—Ejemplo de conexión a tierra de conjuntos fotovoltaicos
suficiente y unido al sistema de puesta a tierra. Al examinar la estructura del suelo, se pueden evitar cientos o miles de varillas de tierra innecesarias. En algunos casos, el uso de una gran cantidad de varillas de conexión a tierra en ciertas áreas puede aumentar el flujo de corriente de falla hacia esa área, elevando los voltajes en las cercanías. 5.3.4 Aplicación de material de revestimiento aislante A menudo no se requiere una superficie aislante de roca triturada como parte de un diseño de SPP. Si algunas áreas (como partes de la cerca o las puertas del sitio) requieren una superficie, debe colocarse en las áreas mínimamente requeridas. Además, el costo del cobre adicional para áreas pequeñas puede equilibrarse con el costo de instalación y mantenimiento de la roca. 5.3.5 Consideración del calzado La resistencia de los zapatos, particularmente los zapatos de seguridad, puede tener un efecto significativo en los voltajes de paso y contacto presentados bajo condiciones de falla. La consideración de algún tipo de calzado dentro de un SPP PV controlado o el uso de calzado especializado (calzado con clasificación eléctrica) puede considerarse si el propietario requiere su uso y la mitigación a través del diseño tradicional no es práctica. Se incluye una discusión adicional en 5.4.4.
5.4 Modelado y análisis 5.4.1 Limitaciones de los métodos tradicionales Se requiere el uso de software para el análisis de un SPP a escala de servicios públicos. Los métodos de cálculo tradicionales presentados en IEEE Std 80 y otras fuentes asumen que un sistema de puesta a tierra se puede representar como un disco sólido sin una impedancia significativa entre la puesta a tierra en porciones de la red. Debido al gran espaciamiento de la mayoría de las redes SPP, la resistencia del conductor de una parte de la planta a otra puede exceder en gran medida la resistencia a tierra remota, que a menudo es de décimas de ohm o menos.
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5.4.2 Análisis regional Incluso cuando se utiliza el software, normalmente no es práctico modelar todo el sistema de puesta a tierra y los sistemas de puesta a tierra auxiliares (matrices, soportes, postes, etc.). Un enfoque general es modelar el sistema principal general de puesta a tierra por debajo del nivel a través del SPP y luego analizar partes específicas del sistema en regiones con más detalle al incluir la porción del sistema de puesta a tierra auxiliar en esa área local. Históricamente, este no ha sido un enfoque común para el análisis de puesta a tierra de plantas de energía tradicionales, pero se vuelve necesario para muchas plantas a gran escala reducir el diseño excesivo que ocurriría si los sistemas de puesta a tierra auxiliares se descuidaran por completo.
Generalmente, este enfoque implica modelar un equivalente eléctrico de los sistemas de puesta a tierra auxiliares al incluir soportes o postes de acero que están en contacto eléctrico sólido con la tierra, junto con interconexiones por encima del nivel del suelo entre esos elementos que están aislados de la tierra. Esto ayuda a reducir la resistencia del sistema de puesta a tierra, así como a suavizar los voltajes de contacto y de paso en las áreas donde se modela el sistema auxiliar completo. El modelado de la puesta a tierra auxiliar que está cerca del punto de la falla (por ejemplo: una GSU o la ubicación del dispositivo de distribución del colector) mientras se ignora el resto de los sistemas auxiliares proporciona un rendimiento ligeramente conservador, pero razonablemente preciso, del sistema de puesta a tierra en el área (ver Ma y Dawalibi [B4]). Si bien incluir el resto de los sistemas de puesta a tierra auxiliares que no están modelados proporcionaría algún beneficio, la reducción en la impedancia general del sistema es tan mínima que no se justifica el tiempo para realizar el modelado adicional.
En la Figura 4 se muestra una configuración de muestra , que demuestra los sistemas de puesta a tierra auxiliares modelados alrededor de la ubicación de interés de la GSU (por ejemplo, la que se encuentra en la parte inferior izquierda de la figura) y se descuidan en áreas más lejanas. Las áreas verdes (sombreadas) representan el modelo detallado de los sistemas de puesta a tierra auxiliares, incluidos los soportes y postes del arreglo (como en la Figura 3), las partes negras son nuevamente el sistema de puesta a tierra general y la línea roja exterior representa la cerca de la instalación. El análisis en un escenario dado se realizaría sobre el área con el sistema de puesta a tierra auxiliar detallado modelado, así como sobre la cerca adyacente.
Figura 4—Ejemplo de modelado limitado en el área de análisis
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Al igual que los desafíos de la época para el modelado detallado, las limitaciones del software generalmente impiden el modelado del sistema de puesta a tierra auxiliar completo más allá del área inmediata bajo análisis. Sin embargo, incluir los detalles locales generalmente da como resultado una reducción significativa en la cantidad de rejilla de tierra que se requiere. Los estudios de sensibilidad han demostrado que no modelar ninguna conexión a tierra auxiliar habría dado como resultado un espaciado de cuadrícula aproximadamente tres veces más denso en varios proyectos a gran escala, utilizando nueve veces el material de conexión a tierra para un diseño compatible [B3]. Además, se puede utilizar un método híbrido para reducir significativamente el tiempo de cálculo equiparando un bloque de paneles solares con una barra de tierra equivalente. La resistencia del conjunto de arreglos dentro de un bloque se puede calcular en un modelo de suelo dado. Este valor debe incluir la resistencia mutua entre los conductores de tierra, lo que puede contribuir significativamente a la resistencia general de un equivalente. Se puede determinar una longitud de varilla de tierra para que coincida con esta resistencia e instalarla en el modelo en lugar del arreglo detallado que se muestra en la Figura 3 y la Figura 4. Si los arreglos y los postes son necesarios para demostrar el cumplimiento del voltaje de contacto, aún se pueden modelar en detalle. en las áreas específicas bajo análisis.
5.4.3 Subestación de interconexión y efecto del factor de división El diseño del sistema de puesta a tierra de la subestación de interconexión está fuera del alcance de esta guía y se diseñaría en base a IEEE Std 80. Sin embargo, incluir este sistema de puesta a tierra en el modelo SPP mejora el rendimiento si se conecta directamente al sistema de puesta a tierra SPP, en parte debido a la capacidad considerar el factor de división proporcionado por las líneas de transmisión, particularmente para fallas de tensión del sistema de transmisión. Como se indicó en 5.2.2, el uso de los enfoques del Anexo C de la norma IEEE 802013 para determinar un factor de división es insuficiente para fallas dentro de un SPP. Estos métodos ignoran la impedancia de los conductores del sistema de puesta a tierra entre el punto de falla y la terminación de las líneas de transmisión. En una SPP, debido al número limitado de conductores de tierra, este valor puede alcanzar varios ohmios, particularmente para fallas alejadas de la subestación de interconexión. Un buen enfoque para determinar adecuadamente el efecto de las líneas de transmisión en el factor de división es modelar una versión simplificada de las líneas. Este modelo incluiría los hilos blindados como conductores aislados con la impedancia adecuada conectados a un equivalente del sistema de puesta a tierra de la estructura (p. ej., una varilla de puesta a tierra). Estas líneas simplificadas se pueden modelar a unos pocos kilómetros (millas) de la subestación. Una vez más allá de esta distancia, las conexiones a tierra adicionales de la estructura tienen un impacto relativamente limitado debido a la resistencia acumulada de los cables blindados.
Si la subestación de interconexión está conectada eléctricamente al sistema de puesta a tierra SPP, se deben considerar las fallas en el lado HV del transformador, ya que el GPR tendrá un impacto en el sistema de puesta a tierra SPP y puede resultar en los voltajes de contacto y paso más altos cerca de la subestación. dentro del SPP. 5.4.4 Límites de cumplimiento Debido a que el material de superficie de roca triturada a menudo no se agrega en todo el sitio, los límites de cumplimiento para los voltajes de contacto y de paso a menudo se basan en la superficie del suelo nativo. Si se instala una superficie aislante al menos 1 m (3 pies) más allá de todos los equipos metálicos, se puede considerar para los límites de voltaje de contacto en ese equipo, como se describe en IEEE Std 80.
IEEE Std 80 generalmente considera que no hay resistencia adicional para los pies (por ejemplo, debido a los zapatos/botas), lo que puede ser poco realista dentro de un SPP. Aparte del área exterior y adyacente a la cerca del sitio, solo el personal calificado debe tener acceso al SPP. A juicio del propietario/operador de la planta y los diseñadores, puede ser práctico considerar la adición de resistencia de zapata/bota al determinar los límites de cumplimiento de tensión de contacto y de paso solo dentro del SPP. Los valores comunes utilizados están en el rango de 1000 Ω a 2000 Ω (y pueden ser mayores en muchos casos), lo que agrega un margen significativo a los límites de cumplimiento (según Godlewski, et al. [B2]). Este valor se incorpora aumentando la impedancia del pie en la determinación del límite de cumplimiento de IEEE Std 80. Se puede considerar la consideración de trabajadores en configuraciones no tradicionales (como arrodillados, que no es una consideración típica de voltaje de contacto) al decidir si incorporar o no la resistencia del calzado. También se pueden considerar guantes con una clasificación de resistencia eléctrica.
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5.5 Pruebas posteriores a la construcción La prueba de los sistemas de puesta a tierra instalados para los SPP presenta desafíos adicionales. La prueba de integridad, como se presenta en IEEE Std 81, se puede lograr, pero no valida la resistencia del sistema de puesta a tierra como se pretende con una prueba de impedancia de tierra. Sin embargo, la prueba de impedancia del sistema de puesta a tierra de grandes SPP fotovoltaicos simplemente no es práctica en la mayoría de los casos, ya que las metodologías de prueba requieren que se ejecute un cable de prueba del orden de cinco veces la dimensión máxima del SPP lejos de la planta. Esta distancia puede llegar a varios kilómetros (millas) y requiere generalmente un terreno despejado para que se realice correctamente. Cuando sea práctico realizar una prueba de impedancia de tierra en plantas más pequeñas, debe hacerse de acuerdo con IEEE Std 81 en la medida de lo posible.
Si las subestaciones colectoras o de interconexión se completan antes de la conexión, de modo que el resto del SPP, aún se pueden realizar pruebas para esas subestaciones mientras están aisladas del sistema de puesta a tierra del SPP. Tenga en cuenta que incluso si está desconectada, si la subestación está dentro del área del sistema de puesta a tierra SPP y la puesta a tierra SPP está parcial o completamente instalada, es probable que los resultados de la prueba estén influenciados por la puesta a tierra SPP. Al recopilar suficientes datos de resistividad del suelo y realizar un análisis preciso y detallado, se reduce la necesidad de realizar pruebas posteriores a la construcción de las plantas más grandes. La documentación de los detalles de las pruebas de suelo, el análisis y los resultados podría proporcionar la garantía de un diseño adecuado cuando las pruebas posteriores a la construcción no sean factibles.
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Anexo A (informativo)
Bibliografía Las referencias bibliográficas son recursos que brindan material adicional o útil, pero no es necesario comprenderlos ni utilizarlos para implementar este estándar. La referencia a estos recursos se hace únicamente con fines informativos.
[B1] Comité de Normas Acreditadas C2, Código Nacional de Seguridad Eléctrica® (NESC®). [B2] Godlewski, JR, GT Purdy y CJ Blattner, "Resistencia eléctrica de los zapatos de trabajo", Conferencia de transmisión y distribución IEEE de 1999, Nueva Orleans, LA, vol. 2, págs. 523525, abril de 1999, http://dx.doi .org/10.1109/TDC.1999.756107.5
[B3] Lewis, D. y R. Schaerer, "Diseño de seguridad del sistema de puesta a tierra de plantas de energía solar fotovoltaica a gran escala para servicios públicos: prácticas generales y orientación", Reunión general de la Sociedad de Energía y Energía IEEE de 2015, Denver, CO, págs. 15 , julio de 2015. [B4] Ma, J. y FP Dawalibi, "Análisis de puesta a tierra de una instalación de generación de energía solar", Conferencia de Ingeniería de Energía y Energía de AsiaPacífico (APPEEC) de 2010, Chengdu, China, págs. 1 a 4, marzo de 2010, http ://dx.doi.org/10.1109/ APPEEC.2010.5449254. [B5] NFPA 70®, Código Eléctrico Nacional (NEC®).6 [B6] UL 2703, Norma para sistemas de montaje, dispositivos de montaje, dispositivos de sujeción/retención y terminales de conexión a tierra para usar con paneles y módulos fotovoltaicos de placa plana.7 [B7] UL 3703, Norma para seguidores solares.
5 publicaciones IEEE están disponibles en el Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos (https://standards.ieee.org/) 6 Las publicaciones de NFPA son publicadas por la Asociación Nacional de Protección contra Incendios (https://www.nfpa.org/) 7
Las publicaciones de UL están disponibles en Underwriters Laboratories (https://www.ul.com/).
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