1. UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA Y PROTECCIÓN CONTRA DESCARGAS
ATMOSFÉRICAS DE CERVECERÍA POLAR C.A.
POR
LUIS MANUEL SUÁREZ FERNÁNDEZ
INFORME FINAL DE PASANTÍA
PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TÍTULO DE
INGENIERO ELECTRICISTA
Sartenejas, marzo de 2007

2. UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
ESTUDIO DE LOS SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA Y PROTECCIÓN CONTRA
DESCARGAS ATMOSFÉRICAS DE CERVECERÍA POLAR C.A.
POR
LUIS MANUEL SUÁREZ FERNÁNDEZ
TUTOR ACADÉMICO: PROF. JUAN CARLOS RODRÍGUEZ
TUTOR INDUSTRIAL: ING. NELSON MONTERO
INFORME FINAL DE PASANTÍA
PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TÍTULO DE
INGENIERO ELECTRICISTA
Sartenejas, marzo de 2007

4. ESTUDIO DE LOS SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA Y PROTECCIÓN CONTRA
DESCARGAS ATMOSFÉRICAS DE CERVECERÍA POLAR C.A.
POR
LUIS MANUEL SUÁREZ FERNÁNDEZ
RESUMEN
Los sistemas de puesta a tierra y de protección contra descargas atmosféricas son
de vital importancia para proveer dentro de los sistemas eléctricos la seguridad
adecuada para las personas que operan en el, los equipos que lo conforman, así como
también la instalación eléctrica en general.
En el presente informe se hace una descripción de lo que son los sistemas de
puesta a tierra y de protección contra descargas atmosféricas y sus elementos más
importantes, así como también cuáles son las consideraciones a tomar en cuenta a la
hora de diseñar alguno de estos sistemas. Posteriormente, se aplican todos estos
conceptos en un estudio a la planta de Cervecería Polar C.A. Los Cortijos, con la
finalidad de hacer un análisis de la condición en la que se encuentran el sistema de
puesta a tierra y el sistema de protección contra descargas atmosféricas de la misma.
Luego, en base a los resultados obtenidos tras el análisis se realizan una serie de
recomendaciones para mejorar el estado de estos sistemas, para garantizar que las
personas que operan o trabajan en la planta, así como los equipos, estén protegidos ante
eventuales fallas o la posibilidad de impacto directo de descargas atmosféricas.

5. DEDICATORIA
A mis padres, Luís Ramón y Ana Victoria, pues siempre han estado ahí cuando les he
necesitado.
A mis hermanas, Ana Karina y Ana Carolina, quienes siempre me han dado aliento en
los momentos más importantes.
A mi primo Leonardo, siempre te recordaremos.
A mis compañeros y amigos, pues solo hubiese sido imposible llegar hasta aquí.

6. AGRADECIMIENTOS
A Cervecería Polar C.A, por brindarme la oportunidad de realizar este proyecto
dentro de sus instalaciones y por darme todo el respaldo que necesite.
Al ingeniero Juan Carlos Rodríguez, mi tutor académico, pues sin su guía hubiese
sido imposible la realización de este trabajo.
A los ingenieros Jacobo Di Bella y Nelson Montero, mis tutores industriales,
quienes me brindaron todo su apoyo para la consecución de los objetivos planteados.
A Maria Teresa y Benincia, por ayudarme en todo lo que estaba a su alcance, no
sólo a mi, sino a todos los que estudiamos ingeniería eléctrica en la USB.
A mi familia y a mis amigos, por brindarme el apoyo necesario para la
consecución de mis metas.

7. INDICE GENERAL
CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN…………………………………………………………. 1
CAPÍTULO 2: LA EMPRESA……………………………………………………………… 4
2.1.- RESEÑA HISTÓRICA………………………………………………………… 4
2.2.- MISIÓN………………………………………………………………………… 6
2.3.- VISIÓN…………………………………………………………………………. 6
2.4.- VALORES………………………………………………………………………. 7
CAPÍTULO 3: SISTEMA DE PUESTA A TIERRA……………………………………….. 8
3.1.- ASPECTOS BÁSICOS DE LOS SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA…….. 8
3.1.1.- Generalidades………………………………………………………... 8
3.1.2.- Objetivos de los sistemas de puesta a tierra………………………. 9
3.2.- SEGURIDAD EN LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS………………………….. 10
3.2.1.- Condiciones de peligro……………………………………………... 10
3.2.2.- Rango de corrientes tolerables por el cuerpo humano…………... 11
3.2.2.1.- Rango de frecuencia………………………………………. 11
3.2.2.2.- Efectos de la magnitud y duración………………………. 11
3.2.3.- Criterio de diferencia de potencial permisible…………………… 13
3.2.3.1.- Resistencia del cuerpo humano………………………….. 13
3.2.3.2.- Criterio de toque y paso…………………………………... 14
3.3.- RESISTENCIA A TIERRA……………………………………………………. 16
3.3.1.- Generalidades………………………………………………………... 16

8. 3.3.2.- Valores aceptados recomendados…………………………………. 16
3.3.3.- Resistividad del suelo……………………………………………….. 17
3.3.4.- Electrodos de tierra………………………………………………….. 18
3.3.4.1.- Generalidades……………………………………………… 18
3.3.4.2.- Electrodos naturales………………………………………. 18
3.3.4.3.- Tamaño de las varillas…………………………………….. 19
3.4.- PUESTA A TIERRA DE EQUIPOS…………………………………………... 19
3.4.1.- Generalidades………………………………………………………... 19
3.4.2.- Puesta a tierra en subestaciones……………………………………. 20
3.4.3.- Mallas de tierra………………………………………………………. 22
3.4.4.- Materiales de construcción…………………………………………. 23
3.4.4.1.- Materiales empleados……………………………………... 23
3.4.4.2.- Calibre de los conductores……………………………….. 24
CAPÍTULO 4: PROTECCIÓN CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS…………... 26
4.1.- ASPECTOS BÁSICOS DE LOS SPDA……………………………………….. 26
4.1.1.- Generalidades………………………………………………………... 26
4.1.2.- Objetivos de los SPDA……………………………………………… 27
4.2.- GUIA DE EVALUACION DE RIESGOS……………………………………. 27
4.2.1.- Generalidades………………………………………………………... 27
4.2.2- Cálculo del índice de riesgo………………………………………… 28
4.3.- COMPONENTES DE UN SPDA…………………………………………….. 31

9. 4.3.1.- Materiales empleados……………………………………………….. 31
4.3.2.- Dispositivos terminales de atracción……………………………… 33
4.3.2.1.- Generalidades……………………………………………… 33
4.3.2.2.- Techos inclinados………………………………………….. 34
4.3.2.3.- Techos planos o de suave inclinación…………………… 35
4.3.2.4.- Techos abovedados o redondeados…………………….. 35
4.3.3.- Terminales de tierra…………………………………………………. 36
4.3.4.- Conductores………………………………………………………….. 36
4.3.4.1.- Generalidades……………………………………………… 36
4.3.4.2.- Conductores en techos……………………………………. 36
4.3.4.3.- Conductores de bajantes………………………………….. 37
4.4.- ASPECTOS BÁSICOS EN LA CONSTRUCCIÓN DE UN SPDA………… 37
4.4.1.- Equipontencialidad…………………………………………………. 37
4.4.2.- Estructuras con Armazón de Acero……………………………….. 38
4.4.3.- Estructuras misceláneas y para fines especiales………………….. 38
4.4.4.- Chimeneas y respiraderos………………………………………….. 39
4.4.4.1.- Generalidades……………………………………………… 39
4.4.4.2.- Chimeneas de tipo no pesado……………………………. 39
4.4.4.3.- Chimeneas de tipo pesado………………………………... 39
CAPÍTULO 5: RESULTADOS DEL ESTUDIO DEL SPT Y EL SPDA………………….. 41
5.1.- SISTEMA DE PUESTA A TIERRA…………………………………………… 41

10. 5.1.1.- Descripción del sistema eléctrico de media tensión……………… 41
5.1.2.- Descripción del SPT de media tensión…………………………….. 43
5.1.3.- Circulación de la corriente ante una falla…………………………. 59
5.1.4.- Análisis y mejoras en el SPT de media tensión…………………… 65
5.2.- SISTEMA DE PROTECCIÓN CONTRA DESCARGAS ATMOSFERICAS 78
5.2.1.- Descripción de las Estructuras a Proteger…………………………. 78
5.2.2.- Descripción de SPDA de la planta…………………………………. 81
5.2.3.- Factor de riesgo de las diferentes estructuras…………………….. 85
5.2.4.- Análisis y mejoras en el SPDA de la planta………….……………. 89
CAPÍTULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES…………………………… 94
BIBLIOGRAFÍA……………………………………………………………………………… 97
APENDICES…………………………………………………………………………………. 98
APENDICE A: IMÁGENES Y OTROS DE LOS SPDA………………………….. 98
APENDICE B: CÁLCULO DE MALLAS DE TIERRA…………………………………. 105
APENDICE C: EXPLICACIÓN DE LA SIMBOLOGÍA DE LOS TRX………………… 112

11. INDICE DE FIGURAS
CAPÍTULO 3: SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Figura 3.2.3.1.1 – Persona con las piernas formando resistencias en serie……………. 14
Figura 3.2.3.1.2 – Persona con las piernas formando resistencias en paralelo……… 14
Figura 3.2.3.2.1 – Tensiones de toque y paso…………………………………………… 15
Figura 3.4.3.1.- Malla de tierra……………………………………………………………. 23
CAPÍTULO 4: PROTECCIÓN CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS
Figura 4.3.2.2.1 – Terminales aéreos en techos inclinados………………………………. 34
Figura 4.3.2.3.1 – Terminales aéreos en techos planos…………………………………… 35
CAPÍTULO 5: RESULTADOS DEL ESTUDIO DEL SPT Y EL SPDA
Figura 5.1.2.1 – Esquema de conexión de la subestación cond. Evaporativos………… 46
Figura 5.1.2.2 – Esquema de conexión de la subestación calderas……………………… 46
Figura 5.1.2.3 – Esquema de conexión de la subestación sala de máquinas 1…………. 47
Figura 5.1.2.4 – Esquema de conexión de la subestación sala de máquinas 2…………. 47
Figura 5.1.2.5 – Esquema de conexión de la subestación sala de máquinas 3…………. 48
Figura 5.1.2.6 – Esquema de conexión de la subestación secadora de nepe…………… 48
Figura 5.1.2.7 – Esquema de conexión de la subestación cocimiento 1………………… 49
Figura 5.1.2.8 – Esquema de conexión de la subestación cocimiento 2………………… 49
Figura 5.1.2.9 – Esquema de conexión de la subestación edificio administrativo…….. 50
Figura 5.1.2.10 – Esquema de conexión de la subestación alumbrado…………………. 51
Figura 5.1.2.11 – Esquema de conexión de la subestación sala de llena 1……………… 51

12. Figura 5.1.2.12 – Esquema de conexión de la subestación sala de llena 2……………… 52
Figura 5.1.2.13 – Esquema de conexión de la subestación tratamiento de agua………. 52
Figura 5.1.2.14 – Esquema de conexión de la subestación California sur……………… 53
Figura 5.1.2.15 – Esquema de conexión de la subestación planta piloto………………. 53
Figura 5.1.2.16 – Esquema de conexión de la subestación principal 1…………………. 54
Figura 5.1.2.17 – Esquema de conexión de la subestación principal 2…………………. 55
Figura 5.1.2.18 – Diagrama del SPT existente………………………….…………………. 58
Figura 5.1.2.19 – Plano del SPT de la planta………………………………………………. 59
Figura 5.1.3.1 – Transformador y fuente conectados a través de un conductor y tierra 60
Figura 5.1.3.2 – División de la corriente de falla…………………………………………. 60
Figura 5.1.4.1.- Esquema de conexión adecuado………………………………………… 69
Figura 5.1.4.3 – Diagrama del SPT propuesto………………………….…………………. 76
Figura 5.1.4.4 – Plano del SPT propuesto para la planta………..………………………. 77
Figura 5.2.1.1.- Corte del edif. Administrativo y elaboración y envasado…………….. 80
Figura 5.2.1.2.- Corte de servicio industrial y envasado……………………………….. 81
Figura 5.2.2.1.- Pararrayo edificio administrativo y elaboración………………………. 82
Figura 5.2.2.2.- Pararrayo comedor y áreas recreativas…………………………………. 84
Figura 5.2.2.3.- Pararrayo California sur………………………………………………….. 85
Figura 5.2.3.1.- Mapa isoceráunico de Venezuela………………………………………... 86

13. INDICE DE TABLAS
CAPÍTULO 3: SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
Tabla I - Resistividad de suelos……………………………………………………………. 17
Tabla II - Características de conductores desnudos de cobre…………………………… 24
Tabla III – Calibre del conductor de puesta a tierra……………………………………… 25
CAPÍTULO 4: PROTECCIÓN CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS
Tabla IV - Factor de Riesgo (R)…………………………………………………………….. 28
Tabla V - Índice A: Tipo de Estructura……………………………………………………. 29
Tabla VI - Índice B: Tipo de Construcción………………………………………………… 29
Tabla VII - Índice C: Ubicación Relativa………………………………………………….. 30
Tabla VIII – Índice D: Topografía………………………………………………………….. 30
Tabla IX - Índice E: Ocupación y Contenido…………………………………………….. 30
Tabla X - Índice F: Frecuencia de Descargas Atmosféricas…………………………….. 31
Tabla XI - Mínimos Requerimientos para Materiales Clase I………………………….. 32
Tabla XII - Mínimos Requerimientos para Materiales Clase II………………………… 32
CAPÍTULO 5: RESULTADOS DEL ESTUDIO DEL SPT Y EL SPDA
Tabla XIII - Conexiones de las subestaciones de media tension……………………… 56
Tabla XIV - Longitud de los conductores de puesta a tierra de la planta……………. 61
Tabla XV - Cambios en el SPT (elementos a desconectar o eliminar)…………………. 73
Tabla XVI - Cambios en el SPT (elementos a conectar o instalar)……………………… 74
Tabla XVII - Factor de Riesgo edificio administrativo y elaboración 87

14. Tabla XVIII - Factor de Riesgo servicio industrial 87
Tabla XIX – Factor de Riesgo envasado 88
Tabla XX - Factor de Riesgo California sur 88

15. LISTA DE SIMBOLOS Y ABREVIATURAS
Ω Ohm, unidad de resistencia eléctrica.
A Ampere, unidad de intensidad de corriente eléctrica.
AC Altern Current (Corriente Alterna)
AWG American Wire Gage (calibre de conductores americanos).
CM Circular Mil, unidad de superficie.
DC Direct Current (Corriente Directa).
DTA Dispositivos Terminales de Atracción.
EDC Electricidad de Caracas.
ft Foot (Píe), unidad de longitud (Sistema Ingles).
g Gramo, unidad de masa.
Hz Hertz, unidad de frecuencia.
IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers (Instituto de
ingenieros eléctricos y electrónicos).
in Inch (Pulgada), unidad de longitud (Sistema Ingles).
L Litro, unidad de volumen.
lb Libra, unidad de masa (Sistema Ingles).
m Metro, unidad de longitud.
m2 P P Metro Cuadrado, unidad de superficie.
NFPA National Fire Protection Association (Asociación Nacional de
protección ante fuego).
NH3 Amoniaco.

16. PTAB Planta de Tratamiento de Aguas Blancas.
PTAR Planta de Tratamiento de Aguas Residuales.
s Segundos, unidad de tiempo.
SPDA Sistema de Protección contra Descargas Atmosféricas.
SPT Sistema de Puesta a Tierra.
V Volt, unidad de potencial eléctrico.
VA Volt - Ampere, unidad de potencia.
W Watt, unidad de potencia.

17. CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN
La puesta a tierra de sistemas eléctricos es un problema que debe ser abordado
por los ingenieros encargados de planificar y/o modificar un sistemas de distribución
eléctrica. Existen diversos criterios para la puesta a tierra, cada uno con un propósito
particular. Los criterios de conexión a tierra de los sistemas eléctricos son similares bajo
cualquier condición de servicio, sin embargo, en las industrias, estás condiciones
pueden variar de acuerdo a: localización del sistema de potencia, característica de los
generadores y requerimientos del proceso de manufactura.
Según su objetivo, podemos dividir los sistemas de puesta tierra de la siguiente
forma: para el retorno de las corrientes de falla, como camino de fuga para las corrientes
de descargas atmosféricas, y como referencia de tierra para equipos de
telecomunicaciones y electrónica. Aunque en conjunto todos forman un mismo sistema
de puesta a tierra, deben ser tratados de diferente manera, por lo que existen diferentes
normas que se aplican a cada uno ellos.
En el presente trabajo se enfocará lo referente a retorno de corrientes de fallas a
nivel de media tensión de la Planta Cervecería Polar C.A. También se abarcará lo
referente a los sistemas de protección contra descargas atmosféricas, es importante
destacar que está protección se divide en una parte externa y una interna, en este trabajo
se abordará lo concerniente a los sistemas externos de protección contra descargas
atmosféricas.
Es importante mencionar que actualmente en el país están en vigencia leyes
según las cuales, si llegase a ocurrir algún accidente laboral y se demuestra que el

18. mismo es responsabilidad de la empresa por no brindar condiciones seguras de trabajo,
esta puede recibir cuantiosas multas de dinero, por lo que la implantación de este tipo
de sistemas (sistemas de puesta a tierra y sistemas de protección contra descargas
atmosféricas) tiene también una repercusión económica bastante importante, en la parte
de prevención.
La empresa Cervecería Polar C.A. Los Cortijos carece de un diagrama de las
conexiones del sistema de puesta a tierra de sus equipos, por lo que no se tiene una idea
clara de cómo está conectado el sistema y si las conexiones existente son las más
adecuadas y las indicadas en las normas, por lo que la empresa requiere un
levantamiento de su sistema de puesta a tierra actual para luego realizar el análisis
correspondiente. En cuanto a lo que respecta a los sistemas de protección contra
descargas atmosféricas, la necesidad de este estudio radica en una falla ocurrida en uno
de los pararrayos de una de las otras plantas de la empresa por lo que se requiere
realizar un estudio de la protección existente contra este tipo de eventos (descargas
atmosféricas).
Ahora bien, el objetivo del presente trabajo es analizar el estado de la puesta a
tierra a nivel de media tensión, enfocado hacia la parte de retorno de corrientes de falla,
así como también verificar la protección existente ante descargas atmosféricas, para
luego proponer las mejoras necesarias que cumplan con las normas vigentes
establecidas para garantizar un correcto funcionamiento del sistema y garantizar una
protección adecuada tanto para el personal que labora en la empresa, como para los
equipos instalados en la misma.

19. Para realizar este estudio, es necesario antes de cualquier otra actividad recopilar
toda la información referente a los sistemas de puesta a tierra y a los sistemas de
protección contra descargas atmosféricas, así como las normas existentes que rigen el
diseño y construcción de este tipo de sistemas, para ello se consultarán los estándares
existentes (IEEE, NFPA, entre otros), así como también se hará la revisión de algunos
otros trabajos realizados en esta área que puedan ayudar a tener las bases suficientes
para poder realizar un análisis adecuado y dar las recomendaciones adecuadas.
Posteriormente se realizará el levantamiento del sistema de puesta a tierra con el que
cuenta actualmente la planta, así como también del sistema de protección contra
descargas atmosféricas, para de esta forma ubicar las tomas de tierra, los dispositivos
terminales de atracción, y las conexiones existentes; para ello, se realizará un recorrido
por toda la planta para así ubicar cada uno de los componentes de los sistemas en
estudio. Por último, basado en toda la información y normativas encontradas, se
procederá a realizar una propuesta con las mejoras necesarias para que la planta cuente
con un sistema de puesta a tierra y un sistema de protección contra descargas
atmosféricas con una configuración adecuada.

20. CAPÍTULO 2: LA EMPRESA
2.1.- RESEÑA HISTÓRICA
En 1.938 Lorenzo Alejandro Mendoza Fleury, socio mayoritario de la firma
familiar Mendoza & Compañía, dedicada desde 1.855 a fabricar jabones, decide ampliar
los limites del negocio, dando luz verde al proyecto para establecer una industria
cervecera. En 1.941 comienza a funcionar Cervecería Polar C.A. en la parroquia de
Antímano, con unos 50 empleados, una capacidad instalada de 30 mil litros mensuales,
y dos productos, las cervezas: Cerveza Polar y Bock.
En el año 1.950 comienza a producir Cervecería de Oriente C.A, para cubrir los
mercados de Nueva Esparta, Sucre, Monagas y Anzoátegui, con una capacidad inicial
instalada de 500 mil litros al mes y 57 trabajadores. Un año después, esta planta daría
vida a Maltín Polar.
Asentada en una vieja hacienda del este de Caracas emerge en 1.951 la moderna
Cervecería Polar C.A. Los Cortijos, la cual contaba con 140 empleados y una capacidad
instalada de 500 mil litros mensuales.
Remavenca, encargada de desarrollar la harina de maíz precocida, nace en 1.954,
y en 1960 sale al mercado Harina P.A.N, posteriormente se crea en Chivacoa, estado
Yaracuy, la empresa Promasa dedicada a la producción de este producto.

21. En 1.961, inicia la producción Cervecería Modelo C.A. en Maracaibo, con una
capacidad inicial instalada de 4 millones de litros al mes, para abastecer la demanda
generada por los estados andinos y Zulia.
Fundación Polar nace en 1.977 para contribuir con el desarrollo social del país,
propiciar el desarrollo tecnológico y el uso racional del ambiente, apoyar y promover
instituciones de beneficio o protección social, y realizar cualquier otra actividad que sea
de utilidad colectiva o interés general.
En 1.978 se pone en marcha Cervecería Polar del Centro C.A, el mayor complejo
cervecero de América Latina para la época, en la población de San Joaquín, estado
Carabobo. Esta es la primera cervecería del mundo equipada para realizar los procesos
de fermentación y maduración en los mismos tanques cilindro-cónicos.
Empresas Polar entra en 1.986 al negocio del arroz con la empresa Corporación
Agroindustrial Corina, en Acarigua estado Portuguesa. En 1.987 Empresas Polar se
incorpora a la agroindustria del trigo, a través de la empresa Mosaca, creada para
procesar este cereal y hacer pastas alimenticias. Ese mismo año, Productos EFE S.A. pasa
a formar parte de empresas polar. Luego, en 1.988 se decide la adquisición de Savoy
Brand International con industrias de snacks en Colombia, Guatemala, Honduras,
Panamá, Ecuador, Perú, Chile, Argentina y Venezuela.
En 1.990 sale al mercado la nueva producción de vinos jóvenes de Bodegas
Pomar, cuatro años después de que empresas Polar las fundara en las tierras de
Altagracia, estado Lara. 1.993 marca la entrada de Empresas Polar al negocio de los

22. refrescos a través de la empresa Golden Cup y después en el año de 1.996 se asocia con
PepsiCo para producir y comercializar Pepsi-Cola y otras marcas de esa compañía.
Hoy día Polar es una de las empresas más importantes, no solo en el ámbito
nacional, sino también a nivel internacional. Abarcando no solamente el mercado de la
cerveza con sus distintas marcas (polar ice, polar light, polar pilsen, solera, solera light),
sino también lo referente al área de alimentos y bebidas.
2.2.- MISIÓN
Satisfacer las necesidades de consumidores, clientes, compañías vendedores,
concesionarios, distribuidores, accionistas, trabajadores y suplidores, a través de los
productos y de la gestión de negocios, garantizando los más altos estándares de calidad,
eficiencia y competitividad, con la mejor relación precio/valor, alta rentabilidad y
crecimiento sostenido, contribuyendo con el mejoramiento de la calidad de vida de la
comunidad y el desarrollo del país.
2.3.- VISIÓN
Ser una corporación líder en alimentos y bebidas, tanto en Venezuela como en los
mercados de América Latina, participando mediante adquisiciones y alianzas
estratégicas que aseguren la generación de valor para los accionistas. Estar orientados al
mercado con una presencia predominante en el punto de venta y un complejo portafolio
de productos y marcas de reconocida calidad. Promover la generación y difusión del
conocimiento en las áreas comercial, tecnología y gerencial. Seleccionar y capacitar al

23. personal con el fin de alcanzar los perfiles requeridos, logrando su pleno compromiso
con los valores de Empresas Polar y ofrecerle las mejores oportunidades de desarrollo.
2.4.- VALORES
• Orientación al mercado: Satisfacer las necesidades de los consumidores y clientes
de manera consistente.
• Orientación a resultados y eficiencia: consistencia en el cumplimiento de los
objetivos, al menor costo posible.
• Agilidad y flexibilidad: Actuar oportunamente ante los cambios del entorno,
siempre guiados por la visión, misión y valores de la empresa.
• Innovación: Actitud proactiva ante la generación de nuevas tecnologías y nuevos
productos. Disposición a aprender, gerenciar y difundir el conocimiento.
• Trabajo en equipo: Fomentar la integración de equipos con el propósito de
alcanzar metas comunes.
• Reconocimiento continúo al logro y la excelencia: Fomentar y reconocer
constantemente entre los trabajadores la excelencia y la orientación al logro.
• Oportunidades de empleo sin distinción: Proveer oportunidades de empleo en
igualdad de condiciones.
• Integridad y Civismo: Exhibir una actitud consistentemente ética, honesta,
responsable, equitativa y proactiva hacia el trabajo y hacia la sociedad.
• Relaciones de mutuo beneficio con las partes interesadas: Buscar el beneficio
común en las relaciones con las partes interesadas del negocio.

24. CAPÍTULO 3: SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
3.1.- ASPECTOS BÁSICOS DE LOS SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA
3.1.1.- Generalidades
Un sistema de puesta a tierra (SPT) consiste en todas las conexiones de tierra
interconectadas en un sistema de potencia específico. También se refiere a la conexión y
puesta a tierra de los elementos metálicos no eléctricos de un sistema, como por ejemplo,
ductos metálicas, armazón o carcasa de motores y otros equipos (sistema de
equipotencialización).
Como dice la introducción del presente trabajo, según su objetivo, los sistemas de
puesta a tierra los podemos dividir de la siguiente manera: para el retorno de las
corrientes de falla, como camino de fuga para las corrientes de descargas atmosféricas, y
como referencia de tierra para equipos de telecomunicaciones y electrónica.
En cuanto a lo referente al uso de los sistemas de puesta a tierra como retorno de
las corrientes de falla, existen diferentes normas que aplican, para este trabajo se
tomarán como referencia las normas americanas IEEE, en forma más precisa el IEEE Std
80-2000, el IEEE Std 142-1991, entre otras, que aplican directamente a este punto; en
estas normas se establecen una serie de parámetros a seguir para tener una adecuada
circulación de corrientes, las de desbalance por el neutro (operación normal del sistema)
y las corrientes de falla por los conductores de tierra.

25. En cuanto a lo referente a las descargas atmosféricas, a este respecto, se puede
destacar que existen dos tipos de visiones, la visión americana (NFPA, ANSI), en la cual
se establecen ciertos parámetros para la protección de las distintas estructuras, los cuales
no dan mucha flexibilidad a la hora del diseño, mientras que en la otra visión, la
europea (IEC), se pueden asignar niveles de riesgo y numero de fallas permisibles, para
de esta forma poder hacer un diseño algo más flexible, la norma que se empleará para
realizar el estudio correspondiente será la NFPA 780.
La otra parte, la referente a la referencia de tierra, en la actualidad con la
constante evolución en el ámbito de las telecomunicaciones, han aparecido equipos
electrónicos cada vez más sensibles a variaciones de cualquier tipo, por lo que es
necesario para su correcto funcionamiento una adecuada configuración del sistema
eléctrico y del SPT; existen diversos estándares que regulan la forma de diseñar y
construir un SPT con este propósito, entre ellos podemos encontrar la ANSI, TIA, EIA
607 y la IEEE Std 1100-1999, entre otras. En este trabajo sólo se abordaran los dos
primeros puntos (retorno de corrientes de falla y descargas atmosféricas), más no la
parte de referencia a tierra.
3.1.2.- Objetivos de los sistemas de puesta a tierra
Los SPT, o la conexión intencional de un conductor de neutro a tierra, se hacen
con el propósito de controlar el voltaje a tierra, dentro de los límites previsibles. El SPT
debe tener la capacidad de manejar el flujo de corriente (magnitud y duración) impuesto
sobre él, debido a la ocurrencia de un evento extraordinario durante la operación

26. normal del sistema de potencia. Esto ocurre principalmente como resultado de la falla
del aislamiento entre un conductor energizado y la estructura metálica que lo soporta o
contiene. Sin embargo, también puede resultar de inyección de corriente externa, como
una descarga atmosférica o una falla en un conductor de alta tensión.
Los objetivos básicos de poner a tierra los sistemas de eléctricos, pueden ser
resumidos de la siguiente forma:
• Reducir el riesgo del personal de sufrir un shock eléctrico; las lesiones por choque
eléctrico resultan por contacto con conductores vivos, o con componentes metálicas
que están no intencionalmente energizadas.
• Proveer un camino de retorno de baja impedancia para la corriente de falla a
tierra necesaria para la operación oportuna del sistema de protección contra
sobrecorrientes.
3.2.- SEGURIDAD EN LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS
3.2.1.- Condiciones de peligro
Durante una falla a tierra, el flujo de corriente hacia tierra produce un gradiente
de tensión dentro y alrededor de las subestaciones. A menos que se tomen las
precauciones en el diseño, el máximo gradiente de tensión a lo largo de la superficie de
tierra puede ser de la suficiente magnitud durante la falla a tierra como para ocasionar
un accidente a una persona que se encuentre en el área. Las circunstancias que hacen
posible un accidente por shock eléctrico son:

27. • Corriente de falla a tierra de una elevada magnitud y duración (ver sección 3.2.2)
en relación con el SPT y su resistencia a tierra.
• Resistividad del terreno, tal que se puedan originar altos gradientes de potencial
en distintos puntos de la superficie de tierra.
3.2.2.- Rango de corrientes tolerables por el cuerpo humano
3.2.2.1.- Rango de frecuencia: Los humanos son muy vulnerables a los efectos de la
corriente eléctrica a frecuencias de 50Hz y 60Hz, corrientes de aproximadamente 0,1A
pueden ser letales. El cuerpo humano puede tolerar corrientes de 25Hz ligeramente más
altas, y DC cinco veces más altas. A frecuencias entre 3000Hz y 10000Hz incluso se
pueden tolerar corrientes mucho mayores [3].
3.2.2.2.- Efectos de la magnitud y duración: Los efectos fisiológicos más comunes de
corrientes eléctricas sobre el cuerpo, fijadas de acuerdo al incremento de la magnitud de
la corriente, son percepción, contracción muscular, inconciencia, fibrilación del corazón,
obstrucción de la respiración y quemadura.
El valor de corrientes de 1mA es reconocido como el umbral de percepción, que
es la magnitud de corriente a la cual una persona es capaz de detectar un ligero
hormigueo en sus manos o punta de los dedos, provocado por el paso de corriente [3].

28. Corrientes entre 1mA y 6mA, son desagradables de soportar, generalmente no
afectan la habilidad de la persona que está sostenida del objeto energizado de controlar
sus músculos y despegarse de él [3].
En el rango desde 9mA hasta 25mA, las corrientes pueden ser dolorosas, y
pueden hacer difícil o imposible despegarse del objeto energizado agarrado por la
mano. Para corrientes aún mayores, contracciones musculares podrían dificultar la
respiración [3].
Para corrientes en el rango de 60mA a 100mA se puede ocasionar fibrilación
ventricular, paro cardiaco o inhibición de la respiración, esto puede causar lesiones o
incluso la muerte [3].
El tiempo para el cual corrientes de 50Hz y 60Hz pueden ser toleradas por la
mayoría de las personas esta relacionado con la magnitud. Basado en estudios
realizados por Dalziel, se asume que el 99,5% de las personas pueden soportar de forma
segura, sin fibrilación ventricular, el paso de una corriente de magnitud y duración
determinada por la siguiente formula:
Ib = Sb / ts (1)
Donde Ib es la corriente rms a través del cuerpo, Sb es una constante empírica
relacionada con la energía de shock eléctrico tolerada por cierto porcentaje de la
población, y ts es el tiempo de exposición en segundos. La constante Sb para personas
con un peso de 50kg es Sb=0,0135, y para personas con un peso 70kg la constante es
Sb=0,0246 [3].

29. 3.2.3.- Criterio de diferencia de potencial permisible
3.2.3.1.- Resistencia del cuerpo humano: Para corrientes DC o para AC a frecuencia de
operación, el cuerpo humano puede considerarse como una resistencia no inductiva. La
resistencia del tejido interno del cuerpo humano sin incluir la piel es de unos 300Ω,
mientras que incluyendo la piel, la resistencia esta en un rango de 500Ω a 3000Ω [3].
Para tensiones y corrientes muy altas, la resistencia del cuerpo disminuye, debido a los
daños sufridos en el punto de contacto. Para cálculos y formulas posteriores se tomara
un valor de la resistencia del cuerpo (Rb):
Rb = 1000Ω
También es importante mencionar el valor de la resistencia del terreno debajo de
los pies de una persona que se encuentra sobre cierta superficie, ya sea que sus piernas
representen dos resistencias en serie (R2fs) o en paralelo (R2fp).
R 2 fs = 6 * ρ (2)
R 2 fp = 1,5 * ρ (3)
Donde R2fs y R2fp, indican el valor de la resistencia de dos piernas en serie, y dos
piernas en paralelo respectivamente. Como se observa, el valor de esta resistencia
depende del valor de la resistividad del terreno (ρ). En las siguientes figuras se pueden
observar los esquemas de una persona con las piernas formando resistencias en serie
(Figura 3.2.3.1.1) y otra con las piernas formando resistencias en paralelo (Figura
3.2.3.1.2). Donde U representa la tensión aplicada, Ib es la corriente a través del cuerpo,
Rb es la resistencia del cuerpo y Rf es la resistencia de cada pierna.

30. Figura 3.2.3.1.1 – Persona con las piernas formando resistencias en serie [3]
Figura 3.2.3.1.2 – Persona con las piernas formando resistencias en paralelo [3]
3.2.3.2.- Criterio de toque y paso: La seguridad de una persona depende de la cantidad
crítica de energía absorbida por el cuerpo, antes de que la falla sea despejada y el
sistema sea des-energizado. Se define voltaje o tensión de toque, a la diferencia de
potencial entre el nivel de tensión de tierra y una superficie potencial en un punto
donde una persona está parada, mientras al mismo tiempo tiene su mano en contacto
con una estructura puesta a tierra [3]. Mientras que la tensión de paso, es la diferencia
de potencial en una superficie, experimentada por una persona que esta puenteando
una distancia de 1m con sus pies, sin contactar con otra estructura puesta a tierra [3]. En

31. la figura 3.2.3.2.1 se pueden observar a dos individuos, uno sometido tensión de paso, y
el otro a tensión de paso. Los máximos voltajes de cualquier circuito accidental no deben
sobrepasar los límites abajo establecidos. Para tensiones de toque (Et) y Paso (Es):
Et max = (Rb + R 2 fp ) * Ib (4)
Es max = (Rb + R 2 fs ) * Ib (5)
Donde Etmax y Esmax son las tensiones de toque y paso máximas permitidas, Rb
es resistencia del cuerpo Humano, R2fs y R2fp indican el valor de la resistencia de dos
piernas en serie, y dos piernas en paralelo respectivamente, y el valor Ib es la corriente
rms a través del cuerpo. Las tensiones de toque y paso deben ser menores a estos valores
máximos de toque (Etmax) y paso (Esmax).
Figura 3.2.3.2.1 – Tensiones de Toque y Paso [3]

32. 3.3.- RESISTENCIA A TIERRA
3.3.1.- Generalidades
La resistencia a tierra de un electrodo esta compuesta de: resistencia del
electrodo mismo (metal), resistencia de contacto entre el electrodo y el suelo y la
resistencia del suelo. Las primeras dos resistencias son o pueden hacerse pequeñas con
respecto a la tercera, y se puede despreciar para propósitos prácticos.
3.3.2.- Valores aceptados recomendados
Los sistemas de puesta a tierra no pueden operar satisfactoriamente, si la
conexión a tierra no es la adecuada para ese sistema en particular. La conexión a tierra o
el sistema de electrodos, necesita tener una resistencia lo suficientemente baja para
permitir la pronta operación de los dispositivos de protección del circuito ante una
eventual falla a tierra, para proveer la seguridad requerida ante la posibilidad de shock
eléctrico para el personal que pueda estar en la vecindad de carcasas de equipos,
conductores, o los mimos electrodos, y para limitar las sobretensiones transitorias.
El desarrollo de electrodos de tierra de baja resistencia es de importancia
primordial para satisfacer estas metas. Lógicamente, mientras más baja sea la resistencia
del SPT, mejor se cumplirán estos requerimientos. Sistemas de puesta a tierra con
resistencias de menos de 1Ω pueden ser conseguidas con el uso de eléctrodos
individuales conectados juntos, tales tipos de resistencias, sólo son requeridas para
grandes subestaciones, líneas de transmisión, o Centrales de generación. Resistencias en

33. el rango de 1Ω – 5Ω son adecuadas para Subestaciones de plantas industriales y
edificios, y grandes instalaciones comerciales [4].
3.3.3.- Resistividad del suelo
La resistividad de los suelos varía con la profundidad, el tipo y concentración de
químicos en el suelo, la humedad contenida y la temperatura del suelo. En la tabla I se
dan valores representativos de la resistividad para distintos tipos de suelo.
Tabla I - Resistividad de suelos [4]
Resistividad Promedio
Descripcion del suelo
(Omh*cm)
Grava bien nivelada, mezcla arena-grava,
60.000 - 100.000
poco o nada finas.
Grava mal nivelada, mezcla arena-grava,
100.000 - 250.000
poco o nada finas.
Grava o roca arcillosa, grava mal
20.000 - 40.000
nivelada, mezcla grava-arcilla.
Arenas cienagosas, mezcla arena-cieno
10.000 - 50.000
mal nivelada.
Arena arcillosa, mezcla arena-arcilla mal
5.000 - 20.000
nivelada.
Arenas finas cienagosas o arcillosas con
3.000 - 8.000
poca plasticidad.
Suelos cienagosos o arenosos finos, cieno
8.000 - 30.000
elastico.
Arcillas con grava, arcillas arenosas,
2.500 - 6.000
arcillas cienagosas, arcillas magras.
Arcillas inorganiccas de alta plasticidad. 1.000 - 5.500

34. 3.3.4.- Electrodos de tierra
3.3.4.1.- Generalidades: Básicamente, todos los electrodos de tierra pueden ser divididos
en dos grupos. El primer grupo, también llamados electrodos auxiliares, comprende
sistemas de tuberías metálicas bajo tierra, bases metálicas de la estructura de edificios,
cimientos de acero, y otras estructuras metálicas enterradas instaladas para propósitos
distintos a la puesta a tierra. El segundo grupo, denominados también electrodos
primarios comprende electrodos específicamente diseñados para propósitos de puesta
tierra.
Los Electrodos hechos con fines de puesta a tierra pueden ser subdivididos en
varillas, barras de acero reforzado bajo concreto, tiras o cables enterrados, mallas, platos
enterrados. El tipo de electrodo seleccionado dependerá del tipo de suelo y de la
profundidad disponible. Las mallas son frecuentemente usadas en subestaciones y
centrales de generación, para proveer áreas equipotenciales a través de toda la central en
lugares donde el riesgo a la vida y a la propiedad justifique su alto costo. Los platos
enterrados no son usados muy extensamente, por su alto costo en comparación con las
varillas o tiras, y por su poca eficiencia cuando son usados en pequeños números.
3.3.4.2.- Electrodos naturales: La estructura de metal de un edificio es normalmente
sujetada por largo pernos o varillas a sus fundaciones de concreto. Estos anclajes sirven
como electrodos, mientras que la estructura de metal del edificio actúa como conductor
de tierra. Para pequeños sistemas de distribución, donde las corrientes a tierra son

35. relativamente de baja magnitud, se prefiere usar este tipo de electrodos, por razones
económicas [4].
3.3.4.3.- Tamaño de las varillas: Las varillas de tierra son generalmente fabricadas en
diámetros de 9,53mm, 12,7mm, 15,88mm, 19,05mm, y 25,4mm (3/8in, 1/2in, 5/8in,
3/4in y 1in) y de longitudes entre 1,5mm – 12,2mm (5ft – 40ft) [4], estas medidas vienen
dadas por estándares americanos, por lo tanto, en Venezuela esto puede diferir un poco.
El efecto del diámetro de la varilla sobre la resistencia de la conexión a tierra es
pequeño, la rigidez mecánica requerida para enterrarla en el terreno es principalmente
lo que determina el diámetro de la varilla. Para condiciones de suelos ordinarios, las
varillas de longitud de 3m han sido establecidas como una longitud mínima estándar.
3.4.- PUESTA A TIERRA DE EQUIPOS
3.4.1.- Generalidades
La función de la puesta tierra de equipos varios consiste simplemente en proveer
una conexión entre las partes metálicas no eléctricas de los distintos aparatos que están
conectados al sistema eléctrico y el SPT. En muchos casos, donde los caminos eléctricos
de metal o la armadura de los cables sirven como conductor de tierra del circuito, la
conexión de la carcasa de los equipos consiste simplemente en una buena conexión
mecánica entre el camino o armadura de metal y la caja o lados o techos de metal del
aparato.

36. Es apropiada la conexión a partes adyacentes de la estructura de metal del
edificio en el caso de equipos fijos, como transformadores, generadores, etc. Las partes
metálicas descubiertas de equipos fijos, no destinadas a transportar corriente y que tengan
probabilidades de entrar en contacto con partes activas bajo tensión en condiciones
anormales, serán puestas a tierra cuando exista cualquiera de las siguientes condiciones
[1]:
• Cuando estén dentro de una distancia de 2,40m verticalmente o de 1,50m
horizontalmente de la tierra o de objetos metálicos puestos a tierra y expuestos a
contacto de personas.
• Cuando estén instalados en lugares mojados o húmedos y no estén aislados.
• Cuando estén en contacto eléctrico con metales.
• Cuando los equipos estén alimentados por cables con cubiertas o armaduras
metálicas, o canalizaciones metálicas u otros métodos de cableado que proveen puesta
a tierra de equipos.
• Cuando el equipo funciona con cualquiera de sus terminales a más de 150 V a
tierra.
3.4.2.- Puesta a tierra en subestaciones
Para cada uno de los circuitos primarios que entra a una subestación, debe existir
un conductor de tierra. Todos los conductores de tierra de los circuitos secundarios
deben tener un punto de unión en común cerca del transformador. A este punto común

37. son conectados los conductores puestos a tierra, la carcasa del transformador, y
cualquier parte de metal de la estructura o sistema de tuberías si está disponible [4].
El SPT de una subestación debe estar formado por una malla de conductores
enterrados horizontalmente, complementado por un número de varillas de tierra
verticales conectadas a la malla.
La puesta a tierra en subestaciones está directamente vinculada a la capacidad de
la misma, y a los niveles de tensiones de toque y paso que se puedan generar en la
misma. Si la magnitud de las corrientes disipadas a tierra es alta, raramente es posible
instalar una malla con resistencia tan baja como para asegurar que las subidas en el
potencial de tierra no generen gradientes en la superficie inseguros para el contacto
humano, por lo que es indispensable también enterrar algunas varillas. Por ello en
subestaciones el arreglo combinado de malla y varillas de tierra es la opción más
recomendada. En algunos casos pueden hacerse excepciones, y sólo enterrar una varilla
de tierra en la subestación, cuando la corriente que puede circular por tierra es mucho
menor a la que circula por el conductor de retorno de las corrientes de falla, y si las
tensiones de toque y paso generadas en dicha subestación, no superan las máximas
permitidas.
Otro aspecto importante es colocar a tierra los elementos no energizados que
pudiesen estar cerca de equipos energizados, esto con la finalidad de evitar que se
produzcan tensiones de toque.

38. 3.4.3.- Mallas de tierra
Para el diseño de mallas de tierra existen varios aspectos a considerar, los
siguientes puntos pueden servir como guía para a la hora de elaborar un sistema de
malla de tierra [3]:
• Un conductor de lazo continuo debe circundar el perímetro para encerrar tanta
área como sea posible o práctico. Esto ayuda a evitar concentración de altas
corrientes, y por lo tanto altos gradientes en el área de la malla. Encerrar áreas más
grandes reduce la resistencia de la malla de tierra.
• Dentro del lazo, se deben tender conductores en líneas paralelas y, donde sea
práctico, a lo largo de las estructuras o filas de equipos para proveer caminos cortos a
tierra.
• Un sistema típico de malla para subestaciones puede incluir conductores de cobre
calibre 4/0 enterrados de 0,5m a 1,3m, espaciados entre 3m y 7m en forma de malla
(cuadrícula). En los cruces, los conductores deben ser interconectados. Varillas de
tierra pueden estar en las esquinas de la malla y en cada punto de juntura secundario
a lo largo del perímetro. Varillas de tierra deben ser instaladas también en los
equipos mayores.
• Conductores de tierra, deben ser usados donde puedan ocurrir altas
concentraciones de corriente, como en conexiones neutro-tierra de generadores,
banco de capacitores, o transformadores.
• La relación entre los lados de la malla usualmente va desde 1:1 hasta 1:3.
Normalmente, las interconexiones en los cruces tienen un efecto relativamente

39. pequeño en bajar la resistencia de la malla, su principal función es asegurar un
adecuado control en el potencial de la superficie. Estas interconexiones también se
usan para proporcionar múltiples pasos para la corriente de falla, minimizando las
caídas de voltaje en la misma malla y proveyendo de cierta medida de redundancia
en el caso de falla de algún conductor.
Figura 3.4.3.1.- Malla de tierra
3.4.4.- Materiales de construcción
3.4.4.1.- Materiales empleados: Cada elemento de un SPT, incluyendo los conductores de
las mallas, juntas y todos los electrodos primarios, debe ser diseñado para cumplir con
las expectativas de vida, por lo tanto, deben: tener suficiente conductividad para no
contribuir significativamente a las diferencias de voltaje local; resistir a la fusión y al
deterioro mecánico bajo las condiciones más adversas de magnitud y duración de

40. corrientes de falla que se puedan presentar; ser mecánicamente confiable y resistente a
altas temperaturas, especialmente en lugares expuestos a corrosión o abuso físico.
El cobre es el material más usado para la puesta a tierra. Los conductores de
cobre, además de su alta conductividad tienen la ventaja de ser resistente a la corrosión
bajo el suelo. El acero recubierto de cobre también es usado para varillas de tierra y en
algunos casos para mallas de tierra el aluminio. En la tabla II se muestran las
características de los conductores desnudos de cobre.
Tabla II - Características de conductores desnudos de cobre [2]
Calibre del conductor Número de Diametro de Sección del Resistencia
AWG/MCM Hilos conductor (mm) conductor (mm2) (Ohm/km)
12 7 2,32 3,3020 5,3500
10 7 2,95 5,2590 3,4090
8 7 3,71 8,3720 2,1440
6 7 4,67 13,2770 1,3480
4 7 5,89 21,1484 0,8481
2 7 7,42 33,6500 0,5331
1 19 8,43 42,5700 0,4230
1/0 19 9,45 53,4180 0,3354
2/0 19 10,60 67,4480 0,2660
3/0 19 11,90 85,0970 0,2110
4/0 19 13,40 107,1800 0,1673
250 37 14,60 126,6930 0,1416
300 37 16,00 151,8610 0,1180
350 37 17,30 177,1470 0,0910
500 37 20,70 252,7210 0,0710
750 61 25,40 380,7250 0,0462
1000 61 29,30 506,3540 0,0354
3.4.4.2.- Calibre de los conductores: el calibre mínimo de los conductores a emplear para
la puesta a tierra de los equipos y para la conexión con los electrodos de tierra, vienen

41. establecidos en la tabla III [1], es importante destacar que estas especificaciones son para
tensiones menores a 1000V.
Tabla III – Calibre del conductor de puesta a tierra [1]
Calibre del mayor conductor de entrada a la Calibre del conductor al electrodo de
acometida o calibre equivalente de conductores
paralelos puesta a tierra
Aluminio o Aluminio Aluminio o
Cobre Cobre Aluminio recubierto
recubierto de cobre de cobre
2o< 1/0 o < 8 6
1 o 1/0 2/0 o 3/0 6 4
2/0 o 3/0 4/0 o 250MCM 4 2
de 3/0 a 350MCM de 250MCM a 500MCM 2 1/0
de 350MCM a 600MCM de 500MCM a 900MCM 1/0 3/0
de 600MCM a 1100MCM de 900MCM a 1750MCM 2/0 4/0
> de 1100MCM > de 1750MCM 3/0 250MCM

42. CAPÍTULO 4: PROTECCIÓN CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS
4.1.- ASPECTOS BÁSICOS DE LOS SPDA
4.1.1- Generalidades
Un sistema de protección contra descargas atmosféricas (SPDA) consiste en todos
aquellos dispositivos que ayudan a minimizar los efectos producidos por la incidencia
de una descarga atmosférica en determinada estructura. Puede ser dividido en sistema
externo de protección y sistema interno de protección. En el presente trabajo se abarcará
lo referente al sistema externo, por lo que a continuación cuando se haga referencia a los
sistemas de protección contra descargas atmosféricas, se estará hablando
específicamente del sistema externo de protección.
Ahora bien, los SPDA están compuestos principalmente por las siguientes tres
partes básicas: un sistema de dispositivos terminales de atracción (DTA) sobre los
techos, o sobre cualquier otro lugar de la estructura, preferiblemente las partes más altas
de la misma; un sistema de terminales de tierra, ubicados adecuadamente; y un sistema
de conductores que conectan los DTA y los terminales de tierra. Si están adecuadamente
ubicados e instalados, estos componentes básicos elevan la posibilidad de que la
descarga atmosférica sea conducida inofensivamente entre los DTA y los terminales de
tierra.

43. 4.1.2.- Objetivos de los SPDA
El objetivo principal en la protección de personas y propiedades contra descargas
atmosférica es proveer un medio por el cual la descarga atmosférica pueda llegar o
abandonar la estructura a tierra sin ocasionar daños ni pérdidas.
Para ello, el sistema debe ser diseñado para proveer un camino de baja
impedancia para que la corriente de la descarga lo siga, en preferencia a un camino de
alta impedancia provisto por los materiales de construcción del edifico, como madera,
piedra, concreto, etc.
4.2.- GUIA DE EVALUACION DE RIESGOS
4.2.1.- Generalidades
El cálculo del índice de riego de una estructura es muy importante a la hora de
tomar una decisión al respecto del SPDA, puesto que de esta forma se determina la
importancia de la aplicación del mismo, dependiendo de los resultados de este estudio
se puede determinar cuáles parámetros (distancia de los DTA, altura de los DTA,
número de conductores bajantes, entre otros) se pueden variar a la hora de la
construcción del SPDA. A la hora de instalar una SPDA también deben tomarse en
cuenta no sólo los factores técnicos, sino también factores personales y económicos los
cuales pueden ser determinantes.

44. 4.2.2- Cálculo del índice de riesgo
Los valores del índice de riego R, están dados en la tabla IV. Este índice es
obtenido dividiendo los valores obtenidos en las tablas desde la V hasta la IX, entre el
valor del índice de frecuencia de descargas atmosféricas que indique la tabla X, esta
última tabla debe apoyarse en un mapa isoceráunico de la zona. Según el índice de
riesgo R podemos variar la distancia a la cual se colocan los terminales de atracción,
mientras mayor sea el índice de riesgo, más cercanas unas de otras deberán ser
ubicadas, mientras que si hablamos de índices de riesgo ligeros están puedes ser
espaciadas un poco más, pero siempre respetando los máximos establecidos (ver sección
4.3.2). Ahora bien, el índice de riesgo puede calcularse de la siguiente forma [5]:
A+ B+C + D+ E
R= (6)
F
Donde los valores de A, B, C, D, E, F, son los obtenidos de las respectivas tablas.
Tabla IV - Factor de Riesgo (R)
Valor de R Tipo de Riesgo
0-2 Ligero
2. - 3 Ligero Moderado
3. - 4 Moderado
4. - 7 Moderado a Severo
Mas de 7 Severo

45. Tabla V - Índice A: Tipo de Estructura
Estructura Indice
Residencia unifamiliar de menos de 465 m2 1
Residencia unifamiliar de más de 465 m2 2
Edificio residencial, de oficinas o fábrica, de menos de 15 m de alto:
Cubriendo menos de 2323 m2 de área de piso 3
Cubriendo más de 2323 m2 de área de piso 5
Edificio residencial, de oficinas o fábrica, de entre 15 m y 23 m de alto 4
Edificio residencial, de oficinas o fábrica, de entre 23 m y 46 m de alto 5
Edificio residencial, de oficinas o fábrica, de más de 46 m de alto 8
Edificio de servicios municipales, bomberos, policia, agua, cloacas, etc 7
Hangares 7
Centrales generadoras de energía, centrales telefónicas 8
Torres de agua y torres de enfriamiento 8
Librerias, museos, estructuras históricas 8
Edificios de granja 9
Campos de golf y otros campos recreacionales 9
Lugares de reunion pública como escuelas, iglesias, teatros, estadios 9
Estructuras delgadas como chimeneas, campanarios de iglesias, torres de control, faros, etc 10
Hospitales, casas de reposo, ancianatos, centros de discapacitados 10
Edificios para la manufactura, manejo o almacenaje de materiales peligrosos 10
Tabla VI - Índice B: Tipo de Construcción
Armazón de la Estructura Tipo de Techo Indice
Madera 5
Compuesto 3
No metálico (Otra diferente a la madera)
Metal - no continuo 4
Metal - electricamente contiuo 1
Madera 5
Compuesto 3
Madera
Metal - no continuo 4
Metal - electricamente contiuo 2
Madera 5
Compuesto 3
Concreto Reforzado
Metal - no continuo 4
Metal - electricamente contiuo 1
Madera 4
Compuesto 3
Acero Estructural
Metal - no continuo 3
Metal - electricamente contiuo 1

46. Tabla VII - Índice C: Ubicación Relativa
Ubicación Indice
Estructuras en áreas de altas estructuras:
Estructuras Pequeñas - Cubriendo un área de piso de menos de 929 m2 1
Estructuras Grandes - Cubriendo un área de piso de más de 929 m2 2
Estructuras en áreas de estructuras bajas:
Estructuras Pequeñas - Cubriendo un área de piso de menos de 929 m2 4
Estructuras Grandes - Cubriendo un área de piso de más de 929 m2 5
Estructuras que se extienden hasta 15,2 m por encima de la estructura adjacente o el terreno 7
Estructuras que se extienden más de 15,2 m por encima de la estructura adjacente o el terreno 10
Tabla VIII - Índice D: Topografía
Ubicación Indice
Sobre terrenos planos 1
Sobre laderas 2
Sobre cimas de colinas 4
Sobre cumbres se montañas 5
Tabla IX - Índice E: Ocupación y Contenido
Ocupación y Contenido Indice
Materiales no combstibles - no ocupado 1
Muebles y accesorios residenciales 2
Muebles o equipos ordinarios 2
Ganado 3
Pequeña reunión de personas - menos de 50 4
Materiales combustibles 5
Gran reunión de personas - más de 50 6
Materiales o equipos de gran valor 7
Servicios escenciales - policia, bomberos, etc 8
Personas fijas o pernoctando 8
Liquidos o gases inflamables - gasolina, hidrogeno, etc 8
Equipos de operación crítica 9
Contenido histórico 10
Explosivos e ingredientes explosivos 10

47. Tabla X - Índice F: Frecuencia de Descargas Atmosféricas
Nivel Isoceráunico Indice
0-5 9
6. - 10 8
11. - 20 7
21 - 30 6
31 - 40 5
41 - 50 4
51 - 60 3
61 - 70 2
Sobre 70 1
4.3.- COMPONENTES DE UN SPDA
4.3.1.- Materiales empleados
Los sistemas de protección tienen que ser hechos de materiales que sean
resistentes a la corrosión o aceptablemente protegidos contra la corrosión. Los
materiales que se pueden utilizar son: Cobre, Aleaciones de Cobre y Aluminio. Deben
tomarse las precauciones necesarias para proteger a los componentes de un SPDA de
cualquier posible deterioro. Se debe tener en cuenta que los materiales de cobre usados
en un SPDA, no deben ser instalados sobre techos de aluminio, lados o cualquier otra
superficie de aluminio. De igual manera, materiales de aluminio que forman parte de un
SPDA, no deben ser instalados sobre superficies de cobre.
Los edificios que no excedan los 23m, deben ser protegidas por materiales clase I,
tal como se muestra en la tabla XI; los edificios que excedan los 23m, deben ser
protegidas por materiales clase II, tal como se muestra en la tabla XII [5].

48. Tabla XI - Mínimos Requerimientos para Materiales Clase I [5]
Cobre Aluminio
Tipo de Conductor Standard Metrico Standard Metrico
Terminal Aéreo Solido Diametro 3/8 in 9,5 mm 1/2 in 12,7 mm
Terminal Aérero Tubular Diametro 5/8 in 15,9 mm 5/8 in 15,9 mm
Wall Thickness 0,033 in 0,8 mm 0,064 in 1,6 mm
Conductor Bajante, Cable Calibre por hilo 17 AWG 14 AWG
Peso por longitud 187 lb/1000 ft 278 g/m 95 lb/1000 ft 141 g/m
Seccion Transversal 57.400 CM 29 mm2 98.600 CM 50 mm2
Conductor Bajante, Thickness 0,051 in 1,30 mm 0,064 in 1.63 mm
Solido desnudo Width 1 in 25,4 mm 1 in 25,4 mm
Conductor Bonding, Cable Calibre por hilo 17 AWG 14 AWG
(Solido o Trenzado) Seccion Transversal 26.240 CM 41.100 CM
Conductor Bajante, Thickness 0,051 in 1,30 mm 0,064 in 1.63 mm
Solido desnudo Width 1/2 in 12,7 mm 1/2 in 12,7 mm
Tabla XII - Mínimos Requerimientos para Materiales Clase II [5]
Cobre Aluminio
Tipo de Conductor Standard Metrico Standard Metrico
Terminal Aéreo Solido Diametro 1/2 in 12,7 mm 5/8 in 15,9 mm
Conductor Bajante, Cable Calibre por hilo 15 AWG 13 AWG
Peso por longitud 375 lb/1000 ft 558 g/ m 190 lb/1000 ft 283 g/m
Seccion Transversal 115.000 CM 58 mm2 192.000 CM 97 mm2
Conductor Bonding, Cable Calibre por hilo 17 AWG 14 AWG
(Solido o Trenzado) Seccion Transversal 26.240 CM 41.100 CM
Conductor Bajante, Thickness 0,051 in 1,30 mm 0,064 in 1,63 mm
Solido desnudo Width 1/2 in 12,7 mm 1/2 in 12,7 mm

49. 4.3.2.- Dispositivos terminales de atracción
4.3.2.1.- Generalidades: Un dispositivo terminal de atracción (DTA) es un componente
del sistema de protección contra descargas atmosféricas que se usa para interceptar
descargas atmosféricas y conectarlas para pasar a tierra. Dispositivos terminales de
atracción incluyen terminales aéreos, mástiles de metal, partes permanentes de metal de
una estructura y conductores aéreos instalados en un sistema de protección contra
descargas atmosféricas.
Los DTA deben ser provistos para todas las partes de una estructura que estén en
riesgo de ser dañadas por una descarga atmosférica directa. Partes de metal de una
estructura que esté expuesta a descargas atmosféricas directas y que el espesor del metal
sea de 4,8mm o mayor, sólo requieren una conexión con alguno de los componente del
SPDA o SPT, esta conexión debe proveer como mínimo dos caminos a tierra. Las partes
de una estructura que estén dentro de una zona de protección, no requieren DTA.
Dentro de los DTA, se encuentran los terminales aéreos o puntas franklin, los
cuales son DTA que están típicamente formados por un tubo o varilla sólida. La punta
de un terminal aéreo no debe tener menos de 254mm por encima del objeto o superficie
a proteger. Los terminales aéreos que excedan los 600mm deben ser soportados en un
punto no menor a la mitad de su altura [5].
La ubicación e instalación de los DTA depende del tipo de techo en el cual se
instalarán. Ahora bien, se definen como techos inclinados aquellos que tienen una
envergadura de 12m o menos, y una pendiente de 1/8 o más; y techos que tengan una

50. envergadura de más de 12m y una pendiente de 1/4 o más. El resto de los techos se
consideran planos o de suave inclinación [5].
Los DTA deben ser colocados a intervalos que no excedan los 6m, pero si estos
tienen una altura de más de 600mm sobre el objeto o área a proteger, pueden ser
colocados a intervalos que no excedan los 7,6m [5], dependiendo del índice de riesgo.
4.3.2.2.- Techos inclinados: Los DTA deben ser colocados a 0,6m del borde en techos
inclinados, con un espaciamiento entre ellos de máximo 6m o 7,6m dependiendo de su
altura (ver figura 4.3.2.2.1) [5].
Figura 4.3.2.2.1 – Terminales aéreos en techos inclinados [5]

51. 4.3.2.3.- Techos planos o de suave inclinación: En techos planos o de suave inclinación
los DTA se deben ubicar en los bordes. Los techos que exceden los 15m de ancho o largo
deben tener DTA adicionales localizados a intervalos que no excedan los 15m, en las
áreas planas o de suave inclinación (ver figura 4.3.2.3.1) [5].
Figura 4.3.2.3.1 – Terminales aéreos en techos planos [5]
4.3.2.4.- Techos abovedados o redondeados: Los DTA deben ser localizados de tal forma
que ninguna porción de la estructura esté localizada fuera de la zona de protección,
basados en una distancia de descarga de 45m [5].

52. 4.3.3.- Terminales de tierra
Un terminal de tierra es una porción de un sistema de protección contra
descargas atmosféricas, como una varilla de tierra, plato de tierra o conductor de tierra,
que esta instalado con el propósito de proveer contacto eléctrico con la tierra. Cada
conductor de bajada debe terminar en un terminal de tierra.
Las varillas de tierra deben tener un diámetro no menor a 12,7mm (1/2in) y 2,4m
(8ft) de largo, deben ser revestidas de cobre, de cobre sólido, acero galvanizado o acero
inoxidable y deben estar libres de pintura o de cualquier otra cubierta no conductora.
Los electrodos empotrados en concreto, solo deben ser usados en nuevas
construcciones. Estos deben estar localizados cerca de la parte más baja de la fundación
de concreto que está en contacto directo con la tierra y debe estar cubierta por lo menos
por 50,8mm de concreto.
4.3.4.- Conductores
4.3.4.1.- Generalidades: Los conductores en los SPDA son usados para llevar la corriente
de la descarga atmosférica desde el dispositivo terminal de atracción hasta el terminal
de tierra, también se usan para equipotencializar un cuerpo metálico puesto a tierra y el
SPDA y en general con el SPT.
4.3.4.2.- Conductores en techos: Los conductores en techo deben ser llevados a lo largo
de los bordes superiores de los techos, alrededor del perímetro para techos planos,

53. detrás o encima de parapetos, y a través de las áreas planas o de suave inclinación de los
techos, interconectando todos los DTA.
4.3.4.3.- Conductores bajantes: Los conductores de bajada deben estar tan separados
como sea posible. Su localización depende de: la ubicación de los DTA, el curso más
directo del conductor, las condiciones del terreno, seguridad contra desplazamiento,
localización de cuerpos metálicos grandes y la localización de sistemas subterráneos de
tuberías metálicas.
Se deben utilizar al menos dos conductores de bajada para cualquier tipo de
estructura. Estructuras que superen los 76m en perímetro, deben tener un conductor de
bajada por cada 30m de perímetro o fracción del mismo.
4.4.- ASPECTOS BÁSICOS EN LA CONSTRUCCIÓN DE UN SPDA
4.4.1.- Equipontencialidad
El SPT de una estructura debe ser conectado al SPDA a una distancia máxima de
3,6m desde la base de la estructura. Para estructuras que exceden los 18m de alto, la
interconexión de los terminales de tierra del SPDA y otro medio puesto a tierra, debe ser
en la forma de conductor de lazo.
También se deben interconectar los conductores bajantes del SPDA y cualquier
otro componente puesto a tierra en el nivel intermedio entre el techo y la base del

54. edificio, esto se hace para reducir significativamente las diferencias de potencial creadas
por las corrientes de una descarga atmosférica.
4.4.2.- Estructuras con Armazón de Acero
Las estructuras de acero pueden ser utilizadas como conductor principal del
SPDA si son eléctricamente continuas. Los DTA deben ser conectados a la estructura de
acero mediante una conexión directa, usando conductores individuales llevados a través
del techo o por las paredes hasta la estructura de acero, o usando un conductor exterior
que interconecte todos los DTA y este sea conectado a la estructura de acero. Cuando se
use un conductor exterior, este debe conectarse a la estructura de acero, a intervalos no
mayores a 30m.
Los terminales de tierra deben ser conectados a cada una de las columnas del
perímetro de la estructura a intervalos de no más de 18 m. Las conexiones deben ser
hechas cerca de la base de la columna.
4.4.3.- Estructuras misceláneas y para fines especiales
Consideraremos como estructuras misceláneas y parafines especiales, estructuras
como por ejemplo mástiles, capiteles, astas, torres y tanques metálicos. Las estructuras
cuyas paredes posean un espesor menor a 4,8mm o tengan un diámetro inferior a este
requieren un DTA, conductor de bajada y terminal de tierra.
Por otra parte, torres y tanques metálicos que son construidas para recibir
descargas atmosféricas sin dañarse, solo requieren conexión con los terminales de tierra.

55. Los materiales empleados en este tipo de estructura se eligen de acuerdo a las
consideraciones hechas anteriormente, según las tablas XI y XII.
4.4.4.- Chimeneas y respiraderos
4.4.4.1.- Generalidades: Los DTA son requeridos para todas las chimeneas y
respiraderos que no estén localizados dentro de una zona de protección. Para la
protección de chimeneas podemos clasificar a estas dentro de dos grupos, las chimeneas
de tipo pesado, y las que no son de tipo pesado. Una chimenea o respiradero debe ser
clasificada como de tipo pesado, si la sección transversal del conducto es mayor a 0,3m2
P P
y su altura es mayor a 23m [5].
4.4.4.2.- Chimeneas de tipo no pesado: Las chimeneas que no son de tipo pesado pueden
ser tratadas como estructuras misceláneas por lo que todas las consideraciones hechas a
ese respecto son válidas. Chimeneas o respiraderos de metal, cuyas paredes tengan un
espesor de más de 4,8mm sólo necesitan una conexión al SPT. Esta conexión debe
hacerse con un conductor del mismo calibre que el conductor principal y debe proveer
por lo menos dos caminos a tierra como es requerido para los DTA.
4.4.4.3.- Chimeneas de tipo pesado: Los materiales utilizados para proteger este tipo de
estructuras deben ser de clase II, como se muestra en la tabla V. Materiales de cobre y
bronce utilizados en los 7,6m superiores de la chimenea deben tener una cubierta

56. continua de plomo, de un espesor mínimo de 1,6mm para resistir la corrosión de los
gases que fluyen (si fuese el caso). Los DTA deben estar hechos de cobre o acero
inoxidable. Ellos deben estar ubicados uniformemente alrededor del tope en chimeneas
cilíndricas a intervalos que no exceden los 2,4m. En chimeneas cuadradas o
rectangulares, los DTA deben ser colocados a no más de 600mm de las esquinas y estar
espaciadas no más de 2,4m.
La altura de los terminales aéreos sobre las chimeneas no deben ser menores a
460mm, ni mayores a 760mm. Deben ser de por lo menos 15mm (5/8in) de diámetro sin
incluir la protección contra corrosión. Los terminales aéreos que son montados sobre la
parte superior no se deben extender más de 460mm del tope de la chimenea.
No debe haber menos de dos conductores de bajada, estos deben ser
interconectados dentro de los primeros 3,6m desde la base por un lazo conductor.
También deben estar conectados por lazos conductores a intervalos que no superen los
67m. Los conductores deben ser de cobre. Los sujetadores deben ser deben estar
firmemente anclados a la chimenea. Los conductores verticales deben ser asegurados a
intervalos que no excedan los 1,2 m y los conductores horizontales a intervalos no
mayores a 0,6 m.
Chimeneas tipo pesado de metal, en las que el espesor del metal sea de 4,8mm o
más, no requieren terminales aéreos o conductores de bajada, ellos deben ser puestos a
tierra mediante al menos dos terminales de tierra colocados en lados opuestos de la
chimenea. Si la chimenea está adjunta a un edificio debe ser conectada al SPDA del
edificio.

57. CAPÍTULO 5: RESULTADOS DEL ESTUDIO DEL SPT Y EL SPDA
5.1.- SISTEMA DE PUESTA A TIERRA
5.1.1.- Descripción del sistema eléctrico de media tensión
Cervecería Polar C.A. recibe la energía de la Electricidad de Caracas (EDC) desde
la subestación Don Bosco ubicada en Los Ruíces, en una tensión de 12,47kV mediante
tres circuitos, de los cuales dos de ellos son los que transportan normalmente la energía,
y el tercero ejerce la función de circuito de emergencia, por lo que puede suplir a
cualquiera de los otros dos en caso de alguna eventualidad.
Los circuitos provenientes de la EDC llegan a la sala de alimentación (dentro de
las instalaciones de la planta), desde la cual salen dos conductores por fase, para cada
uno de los dos transformadores de 7,5MVA encargados de reducir la tensión de 12,47kV
a 4,8kV. Desde el lado de baja de los transformadores salen cuatro conductores por
fases, los cuales van hacia la sala de alta tensión, donde se conectan a una barra
colectora, la cual es denominada “Barra EDC”.
Por otro lado, Cervecería Polar C.A. también posee generación interna, a través
de un turbo generador a vapor de 3750kVA, y tres diesel, uno de 2500kW y los otros dos
de 1060kVA. Cabe destacar que los únicos que son utilizados son el turbo generador y el
diesel de 2500kW, debido a que los otros dos generadores diesel se encuentran fuera de
servicio. Los cables de la alimentación suministrada por estos generadores también se
llevan hasta la sala de alta tensión, donde son conectados a otra barra colectora, también

58. en 4,8kV, denominada “Barra Polar”. Cada una de las barras colectoras (EDC y Polar) se
encuentran dividida en dos e interconectadas a través de un interruptor de unión de
barras.
En la denominada sala de alta tensión se encuentran dos grupos de celdas
llamadas ALA y ALB, en cada una de de estas celdas se encuentra una parte de la Barra
EDC y una parte de la Barra Polar. Desde estas barras salen las alimentaciones para las
distintas subestaciones y motores que forman la red de 4,8kV de Cervecería Polar C.A.
Cada subestación y motor en este nivel de tensión está conectado a ambas barras (EDC y
Polar) mediante interruptores, uno abierto y el otro cerrado, para que de esta forma
pueda fluir potencia desde cualquiera de las barras, según se considere necesario.
En el nivel de 4,8kV se encuentran 11 motores que sirven a 6 compresores de
amoniaco (NH3) y 5 compresores de aire. También se encuentran en este nivel de
tensión las subestaciones de los distintos servicios y áreas de la planta, en total son 17
subestaciones, llamando así al conjunto: transformador, tablero de alta tensión, tablero
principal de baja tensión, y tablero de distribución de baja tensión. Acerca de la
conexión de los transformadores, se tiene que los transformadores principales tienen
una conexión Y-Y, mientras que todos los transformadores de las subestaciones en el
nivel de 4,8kV están conectados en ∆-Y (∆ del lado de alta y Y del lado de baja).
En algunos casos varias subestaciones se encuentran dentro de una misma
habitación, debido a esto, se pueden agrupar de la siguiente forma:
• Subestación condensadores evaporativos y subestación calderas.

59. • Subestación sala de máquinas: subestación sala de máquinas 1, subestación sala
de máquinas 2 y subestación sala de máquinas 3.
• Subestación secadora de nepe.
• Subestación cocimiento: subestación cocimiento 1 y subestación cocimiento 2.
• Subestación edificio administrativo.
• Subestación envasado: subestación alumbrado, subestación sala de llena 1 y
subestación sala de llena 2.
• Subestación tratamiento de agua.
• Subestación California sur.
• Subestación planta piloto.
• Subestación principal: subestación principal 1 y subestación principal 2.
Derivados de cada una de estas subestaciones se encuentran los servicios de baja
tensión, de las respectivas áreas de la planta, los cuales opera a niveles de tensión de
230V, 460V y 480V.
Cabe también destacar que existe una parte de la planta denominada PTAR, la
cual recibe alimentación directa de la EDC.
5.1.2.- Descripción del SPT de media tensión
Para comenzar se hará una descripción general del SPT de la planta, para luego ir
entrando en el detalle de cada una de las subestaciones y motores que comprenden el
sistema eléctrico de media tensión de Polar los Cortijos. Es importante mencionar que
todos los conductores usados con fines de puesta a tierra en la planta, son de calibre 4/0.

60. En general, el SPT del sistema de media tensión de la planta Polar los Cortijos
esta compuesto por diferentes sistemas de puesta a tierra totalmente aislados entre si.
Cada subestación tiene una puesta a tierra particular, incluso, en ocasiones se da el caso
en el que las distintas subestaciones dentro de una misma sala o habitación se
encuentran aisladas (respecto a la puesta a tierra) unas de otras.
Todos los transformadores de cada una de las subestaciones, excepto los
principales, se encuentran contenidos en celdas metálicas; en algunos casos puede
observase que el chasis del transformador se encuentra conectado a esta celda, pero en
otros casos esta conexión está ausente. Otra observación es la conexión del neutro y el
chasis del transformador, en algunos casos se encuentran conectados entre si dentro de
la misma celda donde se conecta el transformador y en otros la conexión se realiza en los
tableros de baja tensión.
Respecto a las tomas y conductores de tierra, en el sótano de la sala de alta
tensión, existen cuatro puntos de tierra (barras donde llegan varios conductores de
tierra), estos están interconectados entre sí por un conductor subterráneo formando una
toma de tierra, que está formada por entre 6 y 8 varillas de tierra distribuidas por toda la
habitación (dato obtenido de la consulta con algunos técnicos de la planta). En este
mismo sótano puede observarse que cada grupo de celdas (ALA y ALB) tiene una barra
de tierra asociada, y cada una de estas barras está conectada a uno de los puntos de
tierra ubicados en el sótano.
Desde uno de los puntos de tierra ubicado en el sótano de alta tensión, se observa
un conductor de tierra que va hacia el túnel de alta tensión (túnel por el cual se lleva la

61. alimentación para distan áreas de la planta). Durante el recorrido del conductor de
tierra, se pueden observar las derivaciones de los conductores de tierra que vienen
desde los generadores de la planta. Este conductor termina en otra toma de tierra
ubicada debajo de la sala de máquinas, a esta toma también llegan los conductores de
tierra que vienen de las celdas de los arrancadores de los motores, cada arrancador tiene
su propia barra de tierra (excepto los arrancadores de los compresores de NH3 13 y 14,
que tienen una en común). Aparte de estas dos tomas de tierra (sala de alta y sala de
máquinas) existen otras, las cuales sirven a algunas subestaciones en particular.
En resumen, dentro de la planta Cervecería Polar C.A. encontramos nueve tomas
de tierra las cuales se enumeran a continuación: sala de alta tensión, sala de máquinas,
cocimiento, edificio administrativo, envasado, PTAB, California sur, planta piloto y
subestaciones principales.
En cuanto a la puesta a tierra de los motores, como se dijo anteriormente, a la
toma de tierra debajo de sala de máquinas llegan los conductores de tierra desde los
arrancadores de los motores, y desde las barras de tierra de los arrancadores salen unos
conductores de tierra hacia un conductor que se encuentra cerca del sitio donde están
los motores, desde aquí se derivan los conductores de tierra de cada motor.
Ahora, respecto a cada subestación en particular, a continuación se dará una
breve descripción del sistema de puesta a tierra de cada una de ellas:
• Subestación condensadores evaporativos y subestación calderas: Ambas
subestaciones se encuentran interconectadas a través de un conductor que une sus
neutros, la conexión a tierra de esta subestación se hace a través de un conductor que

62. llega a la toma de tierra de la sala de alta. En las figuras 5.1.2.1 y 5.1.2.2 se puede
observar el esquema de conexión de ambas subestaciones.
Figura 5.1.2.1 – Esquema de conexión de la subestación cond. evaporativos
Figura 5.1.2.2 – Esquema de conexión de la subestación calderas
• Subestación sala de maquinas: Compuesta por las subestaciones sala de
máquinas 1, 2 y 3. En general, cada una de estas subestaciones tiene su propia puesta
a tierra, y aunque están dentro de una misma habitación, ni el neutro ni la tierra de

63. cada una de ellas se encuentran conectados (no hay seguridad de que se encuentren
todas a una misma toma de tierra); en la subestación sala de máquinas 3 existe
conexión entre el chasis del transformador y el chasis de la celda El esquema de
conexión de cada una de estas subestaciones se muestra en las figuras 5.1.2.3, 5.1.2.4
y 5.1.2.5.
Figura 5.1.2.3 – Esquema de conexión de la subestación sala de máquinas 1
Figura 5.1.2.4 – Esquema de conexión de la subestación sala de máquinas 2

64. Figura 5.1.2.5 – Esquema de conexión de la subestación sala de máquinas 3
• Subestación secadora de nepe: La puesta a tierra de esta subestación se hace a
través de un conductor que viene junto con la alimentación de la misma, desde la
sala de alta tensión, donde se conecta la toma de tierra de esta área. La figura 5.1.2.6
muestra el esquema de conexiones de la subestación.
Figura 5.1.2.6 – Esquema de conexión de la subestación secadora de nepe

65. • Subestación Cocimiento: Incluye las subestaciones cocimiento 1 y 2. Ambas
subestaciones están conectadas en forma similar, no hay conexión entre ellas dentro
de la subestación, la puesta a tierra de la subestación esta dada por dos conductores
que bajan por dos columnas de acero, hasta que se unen en una toma de tierra
ubicada dentro del área de elaboración. Los esquemas de conexión de ambas
subestaciones se muestran en las figuras 5.1.2.7 y 5.1.2.8.
Figura 5.1.2.7 – Esquema de conexión de la subestación cocimiento 1
Figura 5.1.2.8 – Esquema de conexión de la subestación cocimiento 2

66. • Subestación edificio administrativo: En esta subestación la puesta a tierra viene
dada por dos conductores de tierra, uno que parte desde el tablero de alta tensión de
la subestación, donde esta conectado a la barra de tierra del tablero y otro que está
conectado al chasis y neutro del transformador dentro de la celda, estos dos
conductores bajan hasta una toma de tierra ubicada a un lado del edificio
administrativo; dentro de la celda se puede observar una conexión entre el chasis de
la misma y el del transformador. En la figura 5.1.2.9 se muestra el esquema de
conexión en esta subestación.
Figura 5.1.2.9 – Esquema de conexión de la subestación edificio administrativo
• Subestación envasado: Donde se encuentran las subestaciones alumbrado, y sala
de llena 1 y 2. Las tres subestaciones están conectadas por un conductor que se
encuentra por debajo de la subestación y a este se conectan los conductores de tierra
de cada uno de los transformadores; este conductor se conecta la toma de tierra del

67. área de envasado. El esquema de conexión de las subestaciones se puede apreciar en
las figuras 5.1.2.10, 5.1.2.11 y 5.1.2.12.
Figura 5.1.2.10 – Esquema de conexión de la subestación alumbrado
Figura 5.1.2.11 – Esquema de conexión de la subestación sala de llena 1

68. Figura 5.1.2.12 – Esquema de conexión de la subestación sala de llena 2
• Subestación tratamiento de agua: En esta subestación existe un conductor de
tierra que va desde la barra del tablero de alta tensión de la misma, hasta una toma
de tierra ubicada a uno de los laterales del edificio PTAB. El esquema de conexión se
muestra en la figura 5.1.2.13.
Figura 5.1.2.13 – Esquema de conexión de la subestación tratamiento de agua

69. • Subestación california sur: La conexión a tierra en esta subestación se hace a
través de un conductor que se conecta directamente del chasis a tierra. En la
figura 5.1.2.14 se muestra el esquema de conexión en esta subestación.
Figura 5.1.2.14 – Esquema de conexión de la subestación california sur
• Subestación planta piloto: Esta subestación tiene su propia toma de tierra ubicada
en los alrededores del edificio. El esquema de conexión de esta subestación se
muestra en la figura 5.1.2.15.
Figura 5.1.2.15 – Esquema de conexión de la subestación planta piloto

70. • Subestación principal: Se incluyen las subestaciones principal 1 y 2. Alrededor de
las subestaciones se encuentra una capa de suelo de piedra picada; ambas están
puestas a tierra localmente en distintos puntos y los neutros del lado de baja de
los dos transformadores están puestos a tierra a través de conductores que van
hacia la sala e alta tensión. En las figuras 5.1.2.16 y 5.1.2.17 se muestran los
esquemas de conexión de las dos subestaciones.
Figura 5.1.2.16 – Esquema de conexión de la subestación principal 1

71. Figura 5.1.2.17 – Esquema de conexión de la subestación principal 2
En la tabla XIII, se muestra un resumen de las características de cada una de las
subestaciones. Primero se dará una descripción de los caracteres que aparecen en la
misma:
• SI: si existe esta conexión.
• NO: no existe esta conexión.
• Barra en el tablero: están conectados en una barra dentro del tablero.
• En la celda: están conectados dentro de la celda donde esta el transformador.
• En el tablero: están conectados dentro del tablero.
• En la sala de alta tensión: están conectadas dentro de la sala de alta tensión.
• Alta: conexión hacia el tablero de alta tensión.
• Baja: conexión hacia el tablero de baja tensión.