PDVSA MANUAL DE INGENIERIA DE DISEÑO VOLUMEN 4–II GUIA DE INGENIERIA
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°
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REV.
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TITULO
PUESTA A TIERRA Y PROTECCION CONTRA SOBRETENSIONES
ORIGINAL
APROB. Alexis Arévalo
E
PDVSA, 1983
DESCRIPCION FECHA DIC. 98
39
Y. K.
PAG.
REV.
APROB. Jesús E. Rojas
A. A.
J. E. R.
APROB. APROB. FECHA DIC. 98
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Indice 1 OBJETIVO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3
2 ALCANCE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3
3 REFERENCIAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.1 COVENIN – Comisión Venezolana de Normas Industriales . . . . . . . . . . . 3.2 IEEE – Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc . . . . . . . . . . . 3.3 ANSI – American National Standards Institute . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.4 NFPA – National Fire Protection Association . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.5 API – American Petroleum Institute . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 PUESTA A TIERRA DEL NEUTRO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3 3 3 4 4 4 4
5 PUESTA A TIERRA DE ENCERRAMIENTOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.1 Canalizaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 PU PUESTA A TIERRA DE CABLES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.1 Puesta a Tierra de Cables Monopolares . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 PUESTA A TIERRA DE EQUIPOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.2 Equipos Principales de Distribución . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8 CONDUCTORES PARA PUESTA A TIERRA . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.1 Conductores para Conexión del Electrodo de Puesta a Tierra . . . . . . . . . 8.2 Conductores para Puesta a Tierra de los Equipos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 PUENTES DE UNIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5 5 5 6 7 7 9 9 9 12
10 SISTEMA DE ELECTRODOS DE PUESTA A TIERRA . . . . . . . . . . . 10.1 Resistencia del Sistema de Electrodos de Puesta de Tierra . . . . . . . . . . . 11 PU PUESTA A TIERRA DE SUBESTACIONES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.1 Calibre de los Conductores de Puesta a Tierra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.2 Instalación de los Co Conductores de Puesta a Tierra . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.3 Conductores para la Conexión del Neutro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.4 Aislamiento y Protección de del Co Conductor para la la Co Conexión de del Neutro . . 12 PUESTA PUESTA A TIERRA DE DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓ TRANSMISIÓN NY DISTRIBUCIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
12 13 14 15 16 18 18 19
13 PUESTA PUESTA A TIERRA CONTRA SOBRETENSIONES SOBRETENSIONES TRANSITO TRANSITORIAS RIAS DE ORIGEN EXTERNO E INTERNO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 13.1 Puesta a Tierra Contra Descargas Atmosféricas Directas . . . . . . . . . . . . . 22 14 PUESTA A TIERRA CONTRA ELECTRICIDAD ESTÁTICA . . . . . . 23 14.1 Puentes de Unión en Camiones Camiones y Carros Carros Cisterna Cisterna y Estaciones Estaciones de Carga (Llenaderos) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
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2 ALCANCE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
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3 REFERENCIAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.1 COVENIN – Comisión Venezolana de Normas Industriales . . . . . . . . . . . 3.2 IEEE – Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc . . . . . . . . . . . 3.3 ANSI – American National Standards Institute . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.4 NFPA – National Fire Protection Association . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.5 API – American Petroleum Institute . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 PUESTA A TIERRA DEL NEUTRO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
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5 PUESTA A TIERRA DE ENCERRAMIENTOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.1 Canalizaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 PU PUESTA A TIERRA DE CABLES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.1 Puesta a Tierra de Cables Monopolares . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 PUESTA A TIERRA DE EQUIPOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.2 Equipos Principales de Distribución . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8 CONDUCTORES PARA PUESTA A TIERRA . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8.1 Conductores para Conexión del Electrodo de Puesta a Tierra . . . . . . . . . 8.2 Conductores para Puesta a Tierra de los Equipos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 PUENTES DE UNIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
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10 SISTEMA DE ELECTRODOS DE PUESTA A TIERRA . . . . . . . . . . . 10.1 Resistencia del Sistema de Electrodos de Puesta de Tierra . . . . . . . . . . . 11 PU PUESTA A TIERRA DE SUBESTACIONES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.1 Calibre de los Conductores de Puesta a Tierra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.2 Instalación de los Co Conductores de Puesta a Tierra . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.3 Conductores para la Conexión del Neutro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11.4 Aislamiento y Protección de del Co Conductor para la la Co Conexión de del Neutro . . 12 PUESTA PUESTA A TIERRA DE DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓ TRANSMISIÓN NY DISTRIBUCIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
12 13 14 15 16 18 18 19
13 PUESTA PUESTA A TIERRA CONTRA SOBRETENSIONES SOBRETENSIONES TRANSITO TRANSITORIAS RIAS DE ORIGEN EXTERNO E INTERNO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 13.1 Puesta a Tierra Contra Descargas Atmosféricas Directas . . . . . . . . . . . . . 22 14 PUESTA A TIERRA CONTRA ELECTRICIDAD ESTÁTICA . . . . . . 23 14.1 Puentes de Unión en Camiones Camiones y Carros Carros Cisterna Cisterna y Estaciones Estaciones de Carga (Llenaderos) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
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14.2 14 .2 Puen Puente tes s de Un Unii ón en Muelles de Carga en Terminales Marinos . . . . . . .
25
15 PUESTA A TIERRA DE COMPUTADORES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
26
16 PUESTA PUESTA A TIERRA DE INSTRUMENT INSTRUMENTACI ACIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . .
27
17 RESISTENCIA PARA PUESTA A TIERRA DEL NEUTRO . . . . . . .
35
17.1 Resumen de Requerimientos Adicionales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17.2 Materiales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17.3 Diseño . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
35 35 35
18 BIBLIOGRAFIA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
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OBJETIVO La puesta a tierra tiene por objeto: a.
Minimizar las sobretensiones transitorias.
b.
Suministrar corriente de falla para operar las protecciones.
c.
Proteger a las personas.
d.
Establecer un punto com ún de referencia.
Un buen sistema de puesta a tierra debe:
2
a.
Limitar a valores definidos la tensi ón a tierra de todo el sistema el éctrico (Puesta a tierra del sistema).
b.
Poner a tierra y unir los encerramientos met álicos y estructuras de soporte que pueden ser tocados por las personas (Puesta a tierra del equipo).
c.
Proteger contra las sobretensiones inducidas.
d.
Proteger contra las descargas atmosf éricas directas
e.
Proteger contra la electricidad est ática proveniente de la fricci ón.
f.
Suministrar un sistema de referencia para los equipos electr ónicos.
ALCANCE Esta Guía cubre los requerimientos m ínimos necesarios para el dise ño de la puesta a tierra de las instalaciones el éctricas en PDVSA.
3
REFERENCIAS La última edición de las siguientes normas o c ódigos deben ser consultadas según se indique en esta gu ía.
3.1
COVEN COVENIN IN – Com Comisi isión ón Venezol enezolana ana de Norma Normas s Indu Industr strial iales es 200 Código Eléctrico Nacional 552
3.2
Disposiciones sobre Puesta a Tierra y Puentes de Uni ón en Instalaciones en Areas Peligrosas.
IEEE – Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc 32 80 81
Standard Requirements, Terminology Test Procedure for Neutral Grounding Devices. Guide for Safety in AC Substaci ón Grounding. Guide for Measuring Earth Resistivity, Ground Impedance, and Earth Surface Potentials of a Ground System.
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665 142
National Electrical Safety Code.
NFPA – National Fire Protection Association 78 30 321 325M
3.5
Indice norma
ANSI – American National Standards Institute C2
3.4
Indice volumen
Standard for Generating Station Grounding. Recommended Practice for Grounding of Industrial and Commercial Power Systems. Recommended Practice Powering and Grounding Sensitive Electronic Equipment.
1100
3.3
Indice manual
Lightning Protection Code. Flammable and Combustible Liquids Code. Standard on Basic Classification of Flammable and Combustible Liquids. Fire Hazard Properties of Flammable Liquids, Gases and Volatile Solids.
API – American Petroleum Institute RP 2003 Protecci ón Against Ignitions Arising out of Static, Lightining, and Stray Currents.
4
PUESTA A TIERRA DEL NEUTRO El método de puesta a tierra de los neutros de los sistemas industriales de potencia, depender á de la tensi ón de operaci ón según lo siguiente: a.
Hasta 1 000 V – Puesta a tierra efectiva.
b.
Entre 1 000 V y 34 500 V – Puesta a tierra con baja resistencia.
c.
Sobre 34 500 V – Puesta a tierra efectiva.
Cuando existan cargas monof ásicas, la puesta a tierra ser á efectiva. El método en el caso de las l íneas de distribuci ón, subtransmisi ón y transmisión, externas a las plantas, ser á puesta a tierra efectiva, independientemente de la tensión de operaci ón. En los sistemas de distribuci ón, subtransmisi ón y transmisi ón, se prefiere la puesta a tierra efectiva por dos razones b ásicas: bajo costo y facilidad para detectar la falla. Dado que estas l íneas son generalmente largas, la magnitud de la corriente de falla a tierra es baja y la colocaci ón de dispositivos limitadores de corriente en el neutro dificultar ía su detecci ón. Esto seria peligroso para las personas que se encuentran en el área de acción. En sistemas industriales, las l íneas son cortas y la magnitud de la corriente de falla es alta. En estos casos, es conveniente limitar la corriente de falla a tierra a fin de proteger a las personas y los equipos.
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Cuando sea vital la continuidad de servicio, se podr á utilizar el método de alta resistencia, el cual tiene los beneficios de los sistemas aislados sin los problemas de sobretensiones transitorias causados por éstos. Cuando se requiera continuidad de servicio en un proceso cr ítico, el neutro podr á ponerse a tierra a trav és de alta resistencia, pero s ólo en sistemas con tensiones entre 480 V y 15 000 V y sin cargas monof ásicas. En este caso, deben instalarse detectores de falla a tierra. En el caso de generadores locales de 600 V o menos, podr á utilizarse el m étodo de baja reactancia. A pesar de que el m étodo de baja reactancia no es muy utilizado, podr á emplearse en los generadores de baja tensi ón a fin de reducir la corriente de falla a tierra a un valor inferior a la trif ásica. Esto permitir á proteger a los devanados. El valor de cortocircuito suministrado por el fabricante del generador se refiere a la capacidad de falla trif ásica apernada (Este t érmino significa que no hay resistencia en la falla como por ej., la resistencia del arco) Cuando se requiera alimentar cargas monof ásicas de 120/240 V y se disponga de transformadores monof ásicos o bancos trif ásicos sin neutro pero con toma central accesible, podr á utilizarse el m étodo del punto medio de la fase. En instalaciones nuevas, el m étodo de puesta a tierra efectiva es m ás ventajoso a un costo igual o menor. El m étodo del punto medio de la fase no debe utilizarse en tensiones superiores a 240 V.
5
PUESTA A TIERRA DE ENCERRAMIENTOS 5.1
Canalizaciones La puesta a tierra de las canalizaciones met álicas se regir á por lo indicado en el Código Eléctrico Nacional,Parte D, Secciones 250 –32 y 250 –33 y los siguientes párrafos.
6
5.1.1
Las canalizaciones met álicas para conductores o cables, tales como tuber ías y bandejas, se conectar án a tierra en el extremo de alimentaci ón mediante la conexi ón a la barra de tierra del tablero de potencia o centro de control, cuando se use este tipo de equipos; o mediante conexi ón a los encerramientos del equipo conectados a tierra. En el extremo de la carga, las canalizaciones met álicas serán conectadas a las cubiertas de los equipos alimentados.
5.1.2
Se asegurar á la continuidad el éctrica entre los extremos de las canalizaciones metálicas de conductores y cables. No se usar án tramos o accesorios no metálicos en canalizaciones met álicas.
PUESTA A TIERRA DE CABLES a.
Las armaduras, cubiertas y pantallas met álicas de todos los cables se conectar án entre sí y a tierra en el extremo de alimentaci ón, mediante
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conexión a la barra de tierra del tablero de potencia o centro de control, cuando se usen estos tipos de equipos; o mediante conexi ón a los encerramientos metálicos del equipo conectados a tierra, cuando se usen tableros. b.
Las armaduras y cubiertas met álicas de los cables multipolares se conectar án entre s í y a tierra seg ún se detalla seguidamente:
– Conectados entre s í y a tierra en cada extremo del cable. – Conectados entre s í en cada empalme y conectados a trav és de cada empalme de tal manera que haya continuidad entre los tramos de cable. – Conectados entre s í y al encerramiento met álico del equipo en su extremo de carga. c.
6.1
Las pantallas met álicas individuales de los cables multipolares se pondr án a tierra en cada extremo y se unir án a la armadura y cubierta met álica del cable (en caso de existir). Cuando sea pr áctico, las pantallas met álicas individuales de cables que tengan varios empalmes, tambi én se pondrán a tierra en cada empalme y se unir án a la armadura y cubierta met álica (en caso de existir).
Puesta a Tierra de Cables Monopolares Los métodos de puentes de uni ón y puesta a tierra para cables monopolares que tengan armadura, cubierta o pantalla met álica serán especificados para el uso considerado a fin de evitar niveles de tensi ón peligrosos en la cubierta o la pantalla, o temperatura excesiva causada por la corriente que circula por ellas en caso de estar conectadas a tierra. Generalmente, la armadura, cubierta y pantalla de los cables monopolares menores de 500 kcmil (253 mm 2), que tengan las tres fases en el mismo ducto pueden unirse y ponerse a tierra de la misma manera utilizada para cables multipolares. La armadura, cubierta y pantalla de cables de mayor calibre pueden requerir un punto único de puesta a tierra con empalmes aislantes entre las secciones puestas a tierra. Cuando se instalen cables con pantalla met álica, ésta debe ser puesta a tierra efectivamente. Si los conductores tienen pantallas individuales, éstas deben ser puestas a tierra en cada empalme y conectarse a trav és de cada empalme para asegurar la continuidad de la pantalla de un cable a otro. Cuando los conductores de puesta a tierra forman parte de la estructura del cable, deben conectarse con la pantalla en ambos extremos. Para una operaci ón efectiva y segura, la pantalla debe conectarse en cada extremo del cable y en cada empalme. Cuando se utilicen cables monopolares en circuitos cortos o con corrientes bajas, pueden ponerse a tierra en un solo punto. En este caso debe incluirse un conductor de retorno de tierra y asegurar que la tensi ón entre la armadura, pantalla o cubierta y tierra, en el otro extremo del cable, no supere 100V. Debe evitarse la puesta a tierra de las armaduras, pantallas o cubiertas a tierra en ambos extremos cuando
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los circuitos son largos o muy cargados, debido a las altas p érdidas y la reducci ón en la capacidad amperim étrica del conductor de fase. En estos casos es recomendable la conexi ón Kirke –Searing, sobre todo cuando los cables est án directamente enterrados pues es muy sencillo realizar la transposici ón. Si bien el criterio para determinar la longitud m áxima de un circuito puesto a tierra en un solo punto debe ser la tensi ón máxima aceptable por el usuario, la tabla siguiente puede usarse como referencia: Calibre conductor
Un cable por tubo
Tres cables por tubo
(AWG o kcmil)
(metros)
(metros)
1/0
440
1490
4/0
320
1060
350
245
780
500
210
660
750
180
540
1000
170
2000
125
– –
Estas longitudes aplican cuando la frecuencia es de 60 Hz. Existen condiciones bajo las cuales se puede incrementar la longitud m áxima permisible, como cuando los cables no est án cargados a su m áxima capacidad. Si el cable est á puesto a tierra en la mitad de su longitud, ésta se puede duplicar.
7
PUESTA A TIERRA DE EQUIPOS Las partes met álicas no conductoras de los equipos el éctricos fijos, los no eléctricos, y los conectados mediante enchufe y cord ón, serán puestos a tierra cuando sea requerido por el C ódigo Eléctrico Nacional, Parte E, Secciones 250 –42, 250 –43, 250 –44, 250 –45 y 250 –155.
7.1
7.1.1
Cuando se requiera poner a tierra las partes met álicas no conductoras de los equipos fijos, se har á como se indica en la Secci ón 250 –57 del Código Eléctrico Nacional.
7.1.2
Cuando se requiera poner a tierra las partes met álicas no conductoras de los equipos conectados mediante cord ón y enchufe, se har á como se indica en la Sección 250 –59 del C ódigo Eléctrico Nacional.
7.2
Equipos Principales de Distribuci ón Las estructuras de los tableros de potencia blindados, de los de encerramiento metálico, de los centros de control y de los centros de potencia alternos (llamados
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“turnaround power centers ” utilizados cuando los principales est án en mantenimiento) se pondr án a tierra mediante dos conexiones separadas que salgan desde sus barras de tierra a puntos de tierra cercanos. Los encerramientos met álicos de los dispositivos individuales en los tableros se unirán a la estructura de los mismos. Las conexiones a tierra de equipos en subestaciones con neutros conectados a tierra, se interconectar án con la conexi ón a tierra del neutro de la subestaci ón. 7.2.1
Los encerramientos met álicos de equipos fijos que operen a una tensi ón de línea de 600 voltios m áximo, se consideran puestos a tierra mediante su conductor de puesta a tierra del equipo (Ver Secci ón 8), no requiriendo conexi ón a tierra adicional, siempre que dichos equipos sean alimentados desde sistemas efectivamente puestos a tierra.
7.2.2
Los encerramientos met álicos de equipos fijos que operen a una tensi ón de línea superior a 600 V, se pondr án a tierra mediante su conductor de puesta a tierra del equipo y una conexi ón suplementaria a trav és de un punto de puesta a tierra ubicado en las cercan ías del equipo. No se utilizar á el suelo como el único conductor de puesta a tierra del equipo.
7.3
Las carcazas de los equipos fijos rotativos (motores y generadores) y est áticos (transformadores) que operen a m ás de 600 V, tendr án una conexi ón directa al electrodo de puesta a tierra. Esta conexi ón puede hacerse al acero estructural o a jabalinas. Esta reforzar á al conductor de puesta a tierra dando protecci ón adicional contra descargas atmosf éricas e igualando los potenciales en el área donde se encuentra el equipo. Esto se traduce en mayor seguridad para las personas. El CEN no permite que se utilice el suelo como único camino de retorno para la corriente de falla.
7.4
Los encerramientos met álicos de equipos port átiles se conectar án a un conductor de tierra ubicado dentro del mismo cable que los conductores de fase que alimenten al equipo, seg ún se describe seguidamente:
– El conductor de tierra ser á del mismo tamaño que el conductor de l ínea. – El conductor de tierra se conectar á al encerramiento mediante contactos separados en el enchufe de alimentaci ón y en el tomacorriente, y se conectar á a la cubierta del enchufe. – El enchufe y el tomacorriente ser án polarizados y dispuestos en tal forma que la conexi ón a tierra se active de primero y se desconecte de último.
7.5
Los encerramientos met álicos tales como: cercas, separaciones o pisos de parrilla ubicados alrededor de equipos que operan a una tensi ón mayor a 600 V se conectarán a tierra mediante conexiones a puntos cercanos. Ver CEN Secci ón 250 –155.
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Las cercas y pisos de parrilla met álicos que encierran o limitan el espacio debajo de edificaciones de subestaciones elevadas se conectar án a tierra mediante conexiones a puntos cercanos
8
CONDUCTORES PARA PUESTA A TIERRA Los conductores para la conexi ón del electrodo de puesta a tierra y para la puesta a tierra de los equipos se regir án por las Partes F, J, K, L y M del Art ículo 250 del Código Eléctrico Nacional.
8.1
del Electrodo de Puesta a Tierra Conductores para Conexi ón Los conductores para la conexi ón del electrodo de puesta a tierra se regir án por las secciones 250 –23, 250 –26(b), 250 –53, 250 –91(a), 250 –92(a)(b), 250 –93, 250 –94, 250 –112, 250 –113, 250 –115, 250 –117, 250 –125, y 250 –150 del Código Eléctrico Nacional. Las secciones mencionadas del CEN establecen los materiales, determinaci ón del calibre, m étodos de instalaci ón, conexiones, protecci ón mecánica y otros requerimientos aplicables a los conductores para la conexi ón del electrodo de puesta a tierra. El calibre del conductor para sistemas de corriente alterna se establece en la tabla 250 –94 la cual se basa en el calibre del mayor conductor de fase o en el calibre equivalente cuando hay conductores en paralelo.
8.2
Conductores para Puesta a Tierra de los Equipos
8.2.1
Los conductores para la puesta a tierra de los equipos se regir án por las Secciones 250 –26(a), 250 –50, 250 –51, 250 –91(b), 250 –95. 250 –99, 250 –113, 250 –114, 250 –118, 250 –119, 250 –125, 250 –150, 250 –153(d), 250 –154(b) y 250 –155 del C ódigo Eléctrico Nacional y los p árrafos siguientes.
8.2.2
En caso de usarse centros de control o tableros de potencia, el extremo de suministro de los conductores de puesta a tierra de los equipos, se conectar á a la barra de puesta a tierra respectiva.
8.2.3
El extremo de la carga de los conductores de puesta a tierra de los equipos se conectar á a una barra de puesta a tierra, cuando exista, o al encerramiento metálico del equipo servido por el circuito. Debe asegurarse la existencia de un puente de uni ón entre las partes met álicas no conductoras del equipo, las cuales pudieran energizarse en caso de falla, y el conductor de puesta a tierra del equipo.
8.2.4
El conductor de puesta a tierra del equipo ser á al menos uno de los indicados en la Sección 250 –91(b) del Código Eléctrico Nacional o uno o m ás de los siguientes: a.
Tuber ía metálica eléctrica, armaduras y pantallas de cables armados en circuitos de longitud m áxima de 45 m (150 pies) y protegidos por
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dispositivos de sobrecorriente que tengan una capacidad nominal m áxima de 20 amperios. b.
Pantallas de cables armados usados en circuitos protegidos por rel és de tierra siempre que la pantalla sea capaz de conducir la corriente m áxima de falla a tierra sin causar da ños al cable o a la pantalla, durante el tiempo permitido por el rel é de respaldo de respuesta mas lenta.
c.
Cubiertas met álicas de ductos de barras, cuando la longitud del ducto no exceda de 7,5 m (25 pies).
8.2.5
Los conductores de puesta a tierra colocados dentro de cables ensamblados pueden ser desnudos y ser án del mismo material y trenzado que los conductores de fase.
8.2.6
La impedancia combinada del conductor de puesta a tierra y de los conductores de fase del circuito ser á lo suficientemente baja para asegurar el funcionamiento del dispositivo de protecci ón de sobrecorriente en un tiempo que no exceda el límite térmico de los conductores, debido a una falla a tierra en el extremo de carga del circuito.
8.2.7
En circuitos de tomacorriente, la impedancia del cord ón portátil enchufable se incluir á en la impedancia combinada para verificar el funcionamiento del dispositivo de protecci ón. Se asumir á una longitud m áxima del cordón portátil de 30 m (100 pies).
NOTAS: a.
La impedancia de un circuito cuya longitud ha sido determinada por los límites de caída de tensi ón, en operaci ón normal, es generalmente suficientemente baja para cumplir estos requerimientos, cuando el circuito está protegido mediante rel és de falla a tierra.
b.
La impedancia del circuito puede ser demasiado alta para asegurar un funcionamiento adecuado de los dispositivos de protecci ón de sobrecorriente en caso de fallas a tierra, cuando se dispone de protecci ón de fase únicamente (no protegidos por rel és de falla a tierra).
Debe asegurarse que el tiempo de despeje de la falla no exceda el l ímite térmico del aislamiento del conductor de puesta a tierra y de los conductores de fase que se encuentran en contacto con él. Al excederse el l ímite térmico puede da ñarse el aislamiento de cualquiera de los conductores y hasta fundirse el conductor de puesta a tierra del equipo implicando esto que no se despeje la falla y creando una condici ón de peligro para las personas. Los fabricantes de conductores publican curvas que muestran el l ímite térmico de los mismos bas ándose en la ecuaci ón (I/A)2 x t = 0,0297 x log (T2 + 234/T1 + 234)
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donde: I=
corriente de cortocircuito, Amperes;
A = sección transversal del conductor, mils circulares; t=
tiempo de duraci ón de falla, segundos;
T2= Temperatura m áxima de operaci ón durante la falla sin da ño, grados Celsius; T1= Temperatura m áxima de operaci ón en condiciones normales, grados Celsius; 234= Temperatura absoluta inferida del cobre. Estas curvas, o la ecuaci ón de base, deben utilizarse junto a las curvas de operaci ón de los dispositivos de protecci ón (fusibles, interruptores, rel és) para asegurar que el tiempo de operaci ón de estos últimos, para una determinada corriente de falla, es inferior al tiempo soportado por el conductor (coordinaci ón). La tabla 250 –95 del C ódigo Eléctrico Nacional establece el calibre m ínimo del conductor de puesta a tierra de las canalizaciones y equipos en funci ón del valor nominal o ajuste del dispositivo de protecci ón contra sobrecorriente. Sin embargo es preferible el uso de las curvas, como se indic ó anteriormente, pues el calibre recomendado en el CEN no garantiza que no se da ñe el aislamiento. 8.2.8
Cuando se utilice conductor desnudo para la puesta a tierra, el calibre se determinar á como se indica en el p árrafo 11.1 de esta gu ía.
8.2.9
En caso de utilizar la tuber ía metálica rígida como conductor de puesta a tierra del equipo, la distancia del circuito desde el neutro de la fuente al equipo alimentado por éste no exceder á los valores dados en las Tablas 1 ó 2. Las distancias indicadas en estas tablas no consideran la ca ída de tensi ón en operaci ón normal, la cual ser á verificada.
8.2.10
Cuando se utilice tuber ía metálica flexible, se cumplir á con la Secci ón 250 –91(b) del Código Eléctrico Nacional. Debe ponerse especial atenci ón a las excepciones 1 y 2.
8.2.11
El conductor de puesta a tierra del equipo en sistemas de tuber ías metálicas o no metálicas se instalar á conjuntamente con los conductores de fase, dentro de la misma tubería. El conductor de puesta a tierra ser á aislado cuando no forme parte del ensamblaje de los conductores de fase. El conductor de puesta a tierra del equipo es obligatorio cuando se utilicen tuber ías no metálicas. No es obligatorio cuando se utilicen tuber ías metálicas rígidas pero pueden usarse para aumentar la longitud m áxima del circuito. (Ver la Nota 2 de la Tabla 1).
8.2.12
Los alambres o cables utilizados como conductor de puesta a tierra del equipo en sistemas de cables directamente enterrados o instalados en la superficie, se
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colocar án junto a los cables de fase. El conductor de puesta a tierra puede ser desnudo.
9
8.2.13
La longitud del circuito desde el neutro de la fuente hasta el equipo alimentado, no exceder á de los valores dados en la Tabla 3, para circuitos que tengan el conductor de puesta a tierra dentro del arreglo del cable, en tuber ía no metálica o en tubería metálica eléctrica(EMT).
8.2.14
En caso de que el conductor de puesta a tierra del equipo est é ubicado fuera del arreglo del cable, las distancias m áximas dadas en la Tabla 3 deberán modificarse de acuerdo a la Nota 3 de dicha Tabla y el factor de correcci ón de separaci ón seleccionado en la Tabla 4.
8.2.15
Uno o mas conductores pueden servir como conductor de puesta a tierra del equipo en un grupo de circuitos en un sistema de cables directamente enterrados. En tal caso, se cumplir á con lo siguiente: a.
El conductor principal de puesta a tierra se tender á en la misma zanja que los conductores de fase.
b.
Se prefiere que se hagan derivaciones a partir del conductor principal de puesta a tierra para conectar los equipos. Como alternativa, puede hacerse un lazo con el conductor principal el cual se ir á conectando a los equipos.
c.
El conductor principal de puesta a tierra y las derivaciones, deben mantenerse lo mas cerca posible de los conductores de fase.
PUENTES DE UNIÓN 9.1
Se colocar án puentes de uni ón, donde se requieran, para garantizar la continuidad el éctrica y la capacidad de los circuitos de puesta a tierra para conducir de manera segura las corrientes de falla.
9.2
Los puentes de uni ón se regir án según lo indicado en el C ódigo Eléctrico Nacional, Parte G. En áreas peligrosas se regir án según lo indicado en la Norma COVENIN 552 “Disposiciones Sobre Puesta a Tierra y Puentes de Uni ón en Instalaciones en Areas Peligrosas ” (Especialmente en la Industria Petrolera).
10 SISTEMA DE ELECTRODOS DE PUESTA A TIERRA La resistencia a tierra del sistema de puesta a tierra ser á, como máximo, la especificada en la Secci ón 10.1 durante todo el a ño, considerando los cambios en las condiciones del suelo. El sistema de electrodos de puesta a tierra se regir á según lo indicado en el Código Eléctrico Nacional Parte H y los p árrafos siguientes.
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Los conductores enterrados que sirvan como sistema de tierra tendr án una longitud mínima de 6,1 m (20 pies). En caso de instalaci ón permanente y cuando se ubiquen a distancia razonable del equipo o estructura a ser conectada a tierra, los objetos met álicos grandes enterrados que est én en estrecho contacto con el terreno, tales como camisas de pilotes o estructuras met álicas de edificaciones, unidos mediante puentes, pueden usarse como electrodos de puesta a tierra. Los electrodos artificiales de puesta a tierra fabricados con barras o tubos metálicos hincados, cumplir án con las siguientes condiciones: a.
Serán de acero con recubrimiento de cobre equivalentes a “Copperweld” y tendrán un diámetro mínimo de 16 mm (5/8 pulg.).
b.
Se enterrarán un mínimo de 2,44 m (8 pies) y su ubicaci ón se identificar á mediante un testigo.
c.
Los topes de cada barra se conectar án a un punto accesible de conexi ón o a un pozo de prueba, mediante un conductor de tierra. El punto de conexión puede ubicarse en la estructura permanente cercana, a fin de que sirva como punto de enlace para otros conductores de tierra. En los puntos de enlace, los conductores que vienen de las barras se identificar án mediante bandas met álicas anticorrosivas a objeto de facilitar su remoci ón en caso de pruebas.
d.
El uso de pozos de prueba es recomendado en áreas donde no existan estructuras o equipos cercanos o donde se requieran para fines de pruebas.
e.
El conductor de puesta a tierra se conectar á a la barra mediante soldadura y a los puntos de enlace mediante conectores apernados.
f.
Tanto el tope de la barra como su conexi ón soldada al conductor de puesta a tierra estar án enterrados.
g.
Cuando se conecte m ás de un electrodo artificial a un sistema de tierra, los electrodos estar án separados a un m ínimo de 1,83 m (6 pies).
En general, las barras de puesta a tierra deber án ubicarse cada 30 m aproximadamente, incrementando o disminuyendo este espaciamiento dependiendo del n úmero de conexiones de cada caso.
10.1
Resistencia del Sistema de Electrodos de Puesta de Tierra
10.1.1
El sistema de electrodos de puesta a tierra tendr á la resistencia a tierra m áxima indicada a continuaci ón: a.
Cuando se utilice el m étodo de puesta a tierra efectiva y las cargas sean monofásicas 120/240 V (oficinas, talleres, plantas industriales peque ñas): 15 Ohm.
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b.
Cuando se utilice el m étodo de puesta a tierra efectiva y la mayor ía de las cargas sean monof ásicas 120/208/240 V en un sistema trif ásico (oficinas, talleres, plantas industriales medianas): 5 Ohm.
c.
Cuando se utilice el m étodo de puesta a tierra efectiva y la mayor ía de las cargas sean trif ásicas (talleres grandes, plantas industriales grandes): 1 Ohm.
d.
Cuando se utilice el m étodo de puesta a tierra con alta impedancia: 15 Ohm.
e.
Cuando se utilice el m étodo de puesta a tierra con baja impedancia: 2 Ohm.
f.
En instalaciones de pararrayos y descargadores de sobretensiones: 1 Ohm.
La magnitud que debe tener la resistencia del electrodo de puesta a tierra mantiene una relaci ón inversa a la corriente de falla a tierra disponible. Mientras mayor sea la corriente de falla a tierra, menor debe ser la resistencia. Por ello es importante conocer las caracter ísticas de la instalaci ón y disponer de los c álculos de cortocircuito. En algunas ocasiones es dif ícil obtener valores bajos de resistencia. Usualmente es aceptable la gama 1 –5 Ohm para todos los casos. 10.1.2
En los sistemas puestos a tierra a trav és de impedancia, los valores dados en el párrafo 10.1.1 aplican a la resistencia de la tierra y no incluye el elemento de impedancia. Cuando se construyan electrodos artificiales, puede calcularse la resistencia de puesta a tierra mediante las f órmulas desarrolladas por H. B. Dwight y publicadas en el trabajo “Calculation of Resistance to Ground ”, AIEE Transactions, vol. 55, Dic. 1936. Estas f órmulas están disponibles en la Pr áctica Recomendada IEEE Std. 142 –1991 (Libro verde), Cap ítulo 4. Una vez construido el electrodo de puesta a tierra la resistencia debe medirse, mediante uno de los m étodos disponibles, a fin de verificar que el valor sea igual o inferior al indicado en el p árrafo 10.1.1. Se recomienda el m étodo de la ca ída de potencial. A fin de disminuir el error, debe asegurarse que no existan tuber ías u otros objetos de metal en la direcci ón en la cual se efect úa la medición. La resistividad de la tierra puede medirse utilizando el m étodo de Wenner o de los cuatro electrodos.
11 PUESTA A TIERRA DE SUBESTACIONES La puesta a tierra de subestaciones se regir á por lo indicado en la norma ANSI/IEEE Std. 80 “IEEE Guide for Safety in AC Substation Grounding ”, IEEE Std. 81 “IEEE Guide for Measuring Earth Resistivity, Ground Impedance, and Earth Surface Potentials of a Ground System ”, IEEE Std. 665 “IEEE Standard for Generating Station Grounding ” en su edici ón mas reciente y los p árrafos siguientes.
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Las altas magnitudes de corriente que circulan por el suelo en las subestaciones bajo condiciones de falla, crean gradientes de potencial que pudieran ser mortales para las personas y animales. Para disminuir el riesgo, se construyen mallas de tierra que controlan estos gradientes. A fin de dise ñar estas mallas y evaluar el riesgo de choque el éctrico se utilizan las normas mencionadas. Sin embargo, con el objeto de aumentar la seguridad y disminuir los costos de construcci ón, es preferible utilizar un programa de computaci ón avanzado a fin de modelar la malla y optimizar su dise ño.
11.1
Calibre de los Conductores de Puesta a Tierra Los conductores para puentes de uni ón y puesta a tierra ser án de cobre desnudo, trenzado, dureza media. El calibre de los conductores de puesta a tierra limitar á la temperatura alcanzada por éstos, cuando transporten la corriente m áxima de falla a tierra por el tiempo permitido por el rel é de respaldo de respuesta m ás lenta, a lo siguiente: a.
Para conductores con aislamiento, a la temperatura transitoria sin da ñar el aislamiento.
Ver Sección 8 de esta Gu ía. b.
Para conductores desnudos: a 250 _C si las conexiones al cable est án hechas con conectores de presi ón y 450_C si las conexiones son soldadas. Para conductores de cobre de dureza media y una temperatura ambiente de 40_C el calibre requerido se calcula mediante la expresi ón:
A + I x Kf tc Donde: A = Secci ón transversal del conductor, Kcmil. I = corriente eficaz de falla, amperios. tc = tiempo de duraci ón de la corriente de falla, segundos Kf = 0,01177 para temperatura máxima de 250 _C. Kf = 0,00927 para temperatura m áxima de 450_C.
Cada uno de los elementos del sistema de puesta a tierra, incluyendo los conductores de la propia malla, las conexiones y las barras deber án diseñarse de tal manera que: a.
Las uniones el éctricas no se fundan o deterioren en las condiciones m ás desfavorables de magnitud y duraci ón de la corriente de falla a la cual queden expuestas.
b.
Los elementos sean mec ánicamente resistentes en alto grado, especialmente en aquellos lugares en que queden expuestos a un da ño físico.
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c.
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Tengan suficiente conductividad para que no contribuyan apreciablemente a producir diferencias de potencial locales.
La ecuaci ón de Sverak permite seleccionar el conductor de cobre para evitar la fusión. La expresión indicada anteriormente es una simplificaci ón de la ecuaci ón de Sverak para ciertos materiales. Ver norma ANSI/IEEE 80, Secci ón 9; y, J.G. Sverak “Sizing of ground conductors against fusing ”, IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS –100, Nº 1, Enero 1981 y N º 3, Marzo 1981. El calibre m ínimo del conductor para la malla y para la conexi ón de los equipos será 2/0 AWG (33,6 mm 2). El calibre del conductor podr á aumentarse por encima del m ínimo para: a.
Garantizar una resistencia mec ánica adecuada.
b.
Soportar los esfuerzos t érmicos causados por corrientes de falla a tierra.
Se escoge el calibre m ínimo 2/0 AWG por razones mec ánicas, ya que eléctricamente pueden usarse conductores hasta calibre 2 AWG. Se utiliza cobre por su mejor conductividad, tanto el éctrica como t érmica y, sobre todo por ser resistente a la corrosi ón debido a que es cat ódico respecto a otros materiales que pudieran estar enterrados cerca de él.
11.2
de los Conductores de Puesta a Tierra Instalació n La profundidad m ínima de instalaci ón de los conductores de puesta a tierra ser á de 450 mm (18 pulg.). La profundidad en patios de transformadores o estaciones cuya superficie est é cubierta con piedra, ser á de 300 mm (12 pulg.) debajo de la piedra, como m ínimo. En las zonas donde los conductores de puesta a tierra crucen por debajo de líneas de ferrocarril, carreteras principales, asfaltadas o pavimentadas en concreto, los mismos se instalar án en tuber ías metálicas rígidas o bancadas, según sea requerido por el sistema de canalizaci ón. Cuando el conductor de puesta a tierra se instale en tuber ías de hierro u otros materiales magnéticos, se conectar á a la tuber ía en ambos extremos para evitar la inducción sobre ésta. En las zonas donde los conductores de conexi ón a tierra crucen carreteras secundarias no pavimentadas, la profundidad de instalaci ón, el dise ño de la cubierta protectora o ambos evitar án al cable o a la cubierta, da ños causados por cargas pesadas tales como gr úas móviles o veh ículos para transporte de equipos. En estos casos se usar á un factor de seguridad de 1,5 para las cargas totales y la profundidad de instalaci ón no será menor de 0,5 m. Los conductores de puesta a tierra se proteger án, en los puntos de salida a la superficie, como se describe seguidamente:
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a.
Todos los conductores, exceptuando los usados para protecci ón contra descargas atmosf éricas y puesta a tierra de pararrayos, se proteger án mediante tuber ía metálica rígida en sus puntos de salida a la superficie. El uso de manguitos r ígidos, no metálicos, de paredes gruesas, es una alternativa aceptable para la protecci ón de cables de puesta a tierra. Los conductores para protecci ón contra descargas atmosf éricas y de puesta a tierra para pararrayos se proteger án mediante manguitos no met álicos.
b.
Los manguitos no met álicos serán tubos rígidos, de paredes gruesas, de PVC o polietileno de alta densidad.
c.
Los manguitos se extender án, como mínimo, 150 mm (6 pulg.) y 250 mm (10 pulg.) por debajo y por encima de la superficie del terreno, respectivamente.
d.
Los manguitos met álicos y los de PVC, ser án embutidos en concreto de 75 mm (3 pulg.) de espesor.
e.
El recubrimiento de concreto saldr á 150 mm (6 pulg.) sobre la superficie del terreno.
f.
El uso de manguitos no es necesario dentro de patios de transformadores o debajo de subestaciones elevadas.
Las conexiones de conductores a estructuras y equipos se har án a la vista y de acuerdo a lo indicado a continuaci ón: a.
Los tramos de conductores entre puntos a la vista no tendr án empalmes.
b.
Los conductores entre puntos a la vista y los electrodos de puesta a tierra o puntos de derivaci ón en conductores comunes de retorno de tierra, ser án continuos sin empalmes.
c.
Los empalmes en conductores enterrados se har án mediante conectores de presión especiales o mediante soldadura exot érmica.
d.
No se permitir á el uso de conectores apernados u otro tipo de conectores mecánicos, en conductores enterrados.
e.
Los empalmes o derivaciones en conductores enterrados, ser án también enterrados.
En equipos, las conexiones de conductores que sean desconectados periódicamente para mantenimiento se har án con conectores apernados. Otras conexiones se har án con conectores a presi ón o mediante soldadura. Las conexiones soldadas se har án por un procedimiento de soldadura equivalente a “Cadwell o Thermoweld ”.
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del Neutro Conductores para la Conexi ón Los conductores de puesta a tierra usados en los neutros de transformadores de potencia o de generadores tendr án una secci ón transversal m ínima equivalente al calibre 2 AWG (33,6 mm 2). En sistemas efectivamente puestos a tierra, el conductor de puesta a tierra se canalizar á según se indica a continuaci ón: a.
En caso de que la conexi ón del neutro a tierra sea hecha en un transformador o generador, o al neutro de un transformador de corriente adyacente, el conductor se canalizar á usando la trayectoria m ás corta a tierra.
b.
En caso de que la conexi ón a tierra del neutro sea hecha en el tablero de potencia del transformador o generador, se canalizar á el conductor de tierra vía la barra de tierra del tablero. Todas las conexiones en la ruta de puesta a tierra entre el neutro y la tierra externa ser án accesibles para inspecci ón visual.
c.
En sistemas de iluminaci ón puestos a tierra que tengan transformadores y tableros de iluminaci ón individuales; la conexi ón a tierra del neutro se har á en el tablero de iluminaci ón asociado al transformador. Se canalizar á el conductor de puesta a tierra a trav és de la barra de tierra del tablero.
En sistemas puestos a tierra a trav és de impedancia, ésta se ubicar á tan cerca del neutro como sea pr áctico. El conductor de puesta a tierra se canalizar á desde la impedancia a la tierra usando la trayectoria m ás corta.
11.4
del Conductor para la Conexi ón del Neutro Aislamiento y Protecci ón Cuando el conductor del neutro pase por dentro de los equipos el éctricos en sistemas efectivamente puestos a tierra, el mismo estar á aislado para la tensi ón de fase, como m ínimo. Específicamente, ésto aplica a lo siguiente: a.
Cableado desde la cajera terminal del transformador o generador o del encerramiento del transformador de corriente al punto de puesta a tierra del transformador o del generador.
b.
Cableado desde el neutro del transformador o generador a la barra del neutro o a la barra de puesta a tierra del tablero.
c.
Cableado desde la barra del neutro del tablero a la barra de puesta a tierra del tablero.
En sistemas puestos a tierra a trav és de impedancia, la conexi ón entre el neutro y la impedancia estar á aislada para la tensi ón de fase como m ínimo. Las tuberías de protecci ón de los conductores de neutro, ser án del tipo no metálico o de aluminio r ígido. Las no met álicas serán de paredes gruesas, de PVC rígido o de polietileno de alta densidad.
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Los electrodos de puesta a tierra en subestaciones y plantas de generaci ón se interconectar án mediante conductores. En el caso de que los conductores de puesta a tierra sean usados en reemplazo de los electrodos, todos los conductores se interconectar án.
12 PUESTA A TIERRA DE LÍ NEAS DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN La puesta a tierra de las l íneas de transmisi ón y distribuci ón se regirá por lo indicado en la norma ANSI C2 “National Electrical Safety Code ”, Sección 9, en su edición más reciente. El NESC especifica los m étodos adecuados para la puesta a tierra de circuitos y equipos el éctricos (neutros, carcazas de transformadores, tableros y motores, tubería conduit, etc.) cuando dicha puesta a tierra se requiera. Cubre los requisitos de seguridad para las instalaciones comprendidas entre las plantas eléctricas y tambi én las centrales telef ónicas y los puntos en los cuales se hace entrega de estos servicios a los usuarios y complementa al C ódigo Eléctrico Nacional el cual cubre las reglas de seguridad para las instalaciones el éctricas después del punto de entrega a los usuarios.
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13 PUESTA A TIERRA CONTRA SOBRETENSIONES TRANSITORIAS DE ORIGEN EXTERNO E INTERNO Los sistemas de potencia sujetos a sobretensiones transitorias causadas por descargas atmosf éricas (origen externo) o maniobras (origen interno), se proteger án contra los efectos de la sobretensi ón. La protecci ón contra sobretensiones cumplir á con los siguientes requisitos: a.
La protecci ón contra las sobretensiones causadas por descargas atmosféricas consistir á de descargadores de sobretensiones y en caso de ser necesario, de condensadores para sobretensiones.
b.
La protecci ón contra las sobretensiones causadas por maniobras consistir á, preferiblemente, en el uso de dispositivos de interrupci ón de un tipo que no genere sobretensiones peligrosas, bajo las condiciones de servicio. La protecci ón indicada en el p árrafo (a) anterior es aceptable.
Las sobretensiones de origen interno (maniobras) se hacen importantes a partir de los 230 kV. A nivel de distribuci ón, pueden ser importantes cuando se utilizan interruptores de vac ío a pesar de que la tecnolog ía actual ha logrado controlar satisfactoriamente los cortes de corriente antes de pasar por cero. Cuando existan l íneas aéreas que terminen en tableros de potencia a la intemperie, la ubicaci ón de los descargadores de sobretensiones se seleccionar á para proteger los interruptores y transformadores de medici ón en la condici ón de interruptores abiertos. Cuando el interruptor se encuentra abierto, la onda viajera encuentra un circuito abierto por lo cual la onda de tensi ón se duplica. Esto impone un esfuerzo enorme sobre los equipos, pudiendo fallar el aislamiento o producirse arcos a tierra. Este fenómeno debe ser considerado al seleccionar la ubicaci ón y especificar los descargadores de sobretensiones. Cuando se requiere proteger a los motores contra las sobretensiones transmitidas a trav és de los transformadores, es preferible colocar una protecci ón común en la barra del centro de control de motores en lugar de disponer de un descargador de sobretensiones en cada motor. Las conexiones a tierra de los descargadores de sobretensiones tendr án una resistencia m áxima de 5 Ohms. Los electrodos para conexi ón a tierra de los descargadores de sobretensiones consistir án de una malla de tierra o de electrodos artificiales de tierra o de ambos sistemas. Los terminales de puesta a tierra de los descargadores de sobretensiones usados para la protecci ón de transformadores, que est én instalados a menos de 1,80 m del transformador; se conectar án mediante un conductor de tierra (o una
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barra equivalente) al conector del tanque del transformador instalado con esta finalidad. La conexi ón entre el descargador de sobretensiones y el tanque deber á ser lo más corta y recta posible. Los conductores de puesta a tierra no se conectar án a los radiadores o tapas del transformador. Las conexiones a tierra de los descargadores de sobretensiones en transformadores secos que tengan encerramiento met álico se har án mediante conductores colocados en la trayectoria m ás directa posible al punto de conexi ón a tierra del transformador. Los terminales de puesta a tierra de los descargadores de sobretensiones instalados en el punto de uni ón de cables y l íneas aéreas desnudas o aisladas, se conectar án a tierra seg ún se indica a continuaci ón: a.
Las pantallas met álicas de cables multipolares y las pantallas met álicas de cables monopolares, se conectar án al conductor de tierra del descargador de sobretensiones .
b.
Las pantallas met álicas con conexi ón a tierra en un solo punto, de cables monopolares, se conectar án a los terminales de tierra del descargador de sobretensiones y éste se conectar á a tierra mediante un explos ómetro.
c.
Las tuberías metálicas se conectar án al conductor de tierra del descargador de sobretensiones .
d.
Para aquellos casos no considerados en los p árrafos (a), (b) o (c) anteriores, se conectar á un conductor de retorno de tierra, colocado dentro de los cables multipolares sin armadura met álica, al conductor de tierra del descargador de sobretensiones; o
e.
Alternativamente, se conectar á un conductor de retorno de tierra, colocado dentro del ducto no met álico que contenga cables sin armadura met álica, al conductor de tierra del descargador de sobretensiones .
f.
Los conductores de puesta a tierra se instalar án con la trayectoria m ás corta y recta posible, desde el terminal de tierra del descargador de sobretensiones al electrodo de puesta a tierra.
g.
Los conductores de puesta a tierra instalados en postes de madera se aislar án, desde los terminales del descargador de sobretensiones hasta su conexión bajo tierra, mediante chaquetas a prueba de intemperie o moldes de madera de puesta a tierra.
La interconexi ón entre los descargadores de sobretensiones en el primario de un transformador de distribuci ón y el neutro puesto a tierra del secundario, se regir á por lo indicado en la Secci ón 9, Regla 97C de la norma ANSI C2 “National Electrical Safety Code ”.
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13.1
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Puesta a Tierra Contra Descargas Atmosf ér icas Directas La protección contra descargas atmosf éricas directas se regir á según lo indicado en la norma ANSI/NFPA 78 “Lightning Protection Code ”, la Práctica Recomendada API –RP –2003 “Protection Against Ignitions Arising out of Static, Lightning, and Stray Currents ”, Sección 6, en su edici ón mas reciente y los párrafos siguientes. Cualquier estructura ubicada dentro de una zona protegida puede considerarse adecuadamente resguardada contra rayos de manera que no ser á necesario darle protecci ón adicional. Las estructuras importantes que no est én ubicadas dentro de una zona protegida (no resguardadas o cubiertas) se proteger án contra da ños causados por rayos. Las estructuras siguientes se consideran importantes: a.
Estructuras normalmente ocupadas por personal.
b.
Estructuras que contengan cantidades apreciables de materiales combustibles e inflamables.
c.
Estructuras las cuales en caso de resultar da ñadas pueden causar p érdidas mayores ya sea en la estructura misma o por su efecto en otras instalaciones.
Las estructuras importantes no ubicadas dentro de una zona protegida se proteger án como se indica a continuaci ón: ESTRUCTURA a. Estructuras Metálicas: Incluye tanques de almacenamiento, esferas de almacenamiento de sustancias inflamables, recipientes y edificios con estructura met álica o recubrimiento met álico. b. Estructuras No Met álicas: Incluye edificios con estructuras o recubrimientos no met álicos.
METODO DE PROTECCION CONTRA DESCARGAS La puesta a tierra se har á en dos puntos, en extremos opuestos, como m ínimo.
Según ANSI/NFPA 78 o una norma nacional equivalente.
Puentes de Uni ón en Estructuras Met álicas: a.
Tanques de Techo Flotante: Los puentes de uni ón entre el techo y la pared serán suministrados por el fabricante del tanque en aquellos tipos de dise ño que lo necesiten.
b.
Edificaciones: Las partes met álicas que formen el techo y las estructuras principales se interconcectar án entre sí.
c.
Elementos o cuerpos metálicos de tamaño considerable ubicados dentro de estructuras metálicas y a menos de 2 m (6 pies) de la armaz ón o techo de
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la estructura: el elemento met álico se conectar á a la estructura si esta conexión no es inherente. Los cables de conexi ón entre estructuras met álicas y electrodos de puesta a tierra, se colocar án en la trayectoria m ás recta y corta posible. En lo posible, se mantendr á una separaci ón de 600 mm (2 pies), aproximadamente, entre los electrodos artificiales de tierra y las fundaciones de concreto o ladrillo. Las torres, estructuras de acero, recipientes que contengan l íquidos inflamables incluyendo tanques, se conectar án a tierra. Los puentes o estructuras soporte de tuber ías se conectar án a tierra a intervalos máximos de 40 m. La conexi ón a tierra se har á con electrodos artificiales de tierra. La resistencia máxima a tierra ser á de 15 ohms. Las bombas accionadas el éctricamente y colocadas en una base met álica común con sus motores, no necesitan ponerse a tierra si el motor lo est á de manera adecuada. No debe considerarse que la uni ón de los ejes del motor y la bomba proporciona continuidad el éctrica cuando la base no es com ún.
14 PUESTA A TIERRA CONTRA ELECTRICIDAD ESTÁTICA La puesta a tierra contra electricidad est ática se regir á según lo indicado en la Práctica Recomendada API –RP –2003, “Recommended Practice for Protection Against Ignitions Arising out of Static, Ligthning, and Stray Currents ”, la norma COVENIN 552 “Disposiciones Sobre Puesta a Tierra y Puentes de Uni ón en Instalaciones en Areas Peligrosas (Especialmente en la Industria Petrolera) ”, en su edición mas reciente, y los p árrafos a continuaci ón. Los puentes de uni ón hechos para disipaci ón de cargas est áticas tendrán una resistencia máxima de un (1) megaohm.
14.1
en Camiones y Carros Cisterna y Estaciones de Puentes de Uni ón Carga (Llenaderos)
14.1.1
Los puentes de uni ón son necesarios únicamente cuando se cumplan todas las condiciones de carga siguientes: a.
La carga se hace a trav és de domos abiertos o dentro de barriles o cilindros abiertos u otros recipientes met álicos similares.
b.
El producto cargado: (1) tiene un punto de inflamaci ón en copa cerrada de 55_C (130_F) o menor; (2) es manejado a temperaturas de 8 _C (15_F) por encima de su punto de inflamaci ón o (3) es cargado dentro del tanque de un camión o carro que haya almacenado previamente un material cuyo punto de inflamaci ón en copa cerrada sea inferior a 55 _C (130_F).
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c.
14.1.2
14.1.3
14.1.4
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El producto es clasificado como acumulador de cargas est áticas.
No se requieren puentes de uni ón alrededor de juntas met álicas flexibles o juntas batientes o cuando las condiciones de carga sean las siguientes: a.
Si la carga al tanque se hace a trav és de un sistema cerrado.
b.
Si el llenado del recipiente se hace a trav és de un sistema cerrado, o si el pico de llenado est á en contacto el éctrico con él y permanecer á en esta condici ón durante la operaci ón de llenado.
Los conductores de conexi ón para camiones cisternas, cuando se requieran, se colocar án en cada posici ón de carga o descarga, seg ún se describe seguidamente: a.
Un extremo del conductor ser á conectado directa y permanentemente al pico de llenado o a otros puntos que est én metálicamente conectados al pico de llenado (ya sea inherentemente conectado o mediante conexi ón eléctrica).
b.
Un gancho (caim án) del tipo usado para bater ías (o equivalente) se conectar á al otro extremo del conductor. El conductor ser á lo suficientemente largo para permitir fijar el gancho al cami ón en un punto de contacto metálico en el tanque que est é siendo cargado o descargado.
c.
El conductor ser á de cobre trenzado, calibre 6 AWG (13,3 mm 2). El mismo tendrá una chaqueta para protecci ón mecánica.
Los puentes de uni ón de los carros cisterna, cuando se requieran, se har án como se detalla seguidamente: a.
Se colocar án juntas de aislamiento en los rieles a fin de aislar el carril principal de la secci ón sobre la que se posicionar án los carros durante las operaciones de llenado y descarga. Estas juntas tienen por objetivo el aislamiento de corrientes par ásitas causadas por los sistemas de señalizaci ón o potencia ubicados sobre el carril principal.
b.
La ubicaci ón de las juntas ser á tal que no puedan “puentearse ” por carros en espera que no est án cargando o descargando.
c.
Se proveer án puentes de uni ón en todas las juntas de rieles en la secci ón del carril sobre la que se posicionar án los carros durante la carga y descarga.
d.
Se puentear án ambos rieles del carril sobre el que se posicionar án carros durante la carga o descarga, a la estructura de acero del llenadero. En caso de que las tuber ías de carga y descarga no est én inherentemente puenteadas entre s í, éstas se conectar án a la estructura de acero del llenadero.
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14.2
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Los puentes de unión del recipiente o tanque de almacenamiento, cuando se requieran, mantendrán el pico de llenado y el tanque al mismo potencial el éctrico, para prevenir la electricidad est ática en el área de mezclas inflamables. El puenteado ser á como sigue: a.
En caso de que el pico de llenado no pueda estar o permanecer en contacto eléctrico con el tanque, este último se apoyar á sobre una placa met álica mientras se esté llenando. La placa estar á conectada al tubo de alimentaci ón.
b.
En caso de que el pico de llenado este conectado inherentemente al tubo de alimentación, como en el caso de usar mangueras o tuber ías metálicas, no se requiere conexionado adicional al indicado en el p árrafo (a) anterior.
c.
En caso de que el pico de llenado no est é conectado inherentemente al tubo de alimentación, como en el caso de usar mangueras o tubos no –metálicos, se proveerá una conexi ón adicional entre el pico y la tuber ía de alimentaci ón.
d.
Todas las partes met álicas del conjunto de llenado formar án una trayectoria eléctricamente contínua, aguas abajo del punto de puenteado del tubo de alimentaci ón.
en Muelles de Carga en Terminales Marinos Puentes de Uni ón No se requieren puentes de uni ón entre tanqueros o gabarras y el terminal o muelle. Se requiere el uso de bridas aislantes para el aislamiento el éctrico entre las tuberías ubicadas a bordo del tanquero o gabarra y las ubicadas en el muelle, en los casos siguientes: a.
En terminales marinos con protecci ón catódica.
b.
Cuando se utilicen brazos de carga o mangueras de carga el éctricamente operadas.
c.
Cuando se carguen o descarguen productos cuyos puntos de inflamaci ón en copa cerrada sea igual o menor a 55 _C (130_F), o que sean manejados a temperaturas de 8 _C (15_F) o mayores de su punto de inflamaci ón.
Las caracter ísticas de los materiales inflamables se encuentran en las normas NFPA Nº 30 “Flammable and Combustible Liquids Code ”, NFPA Nº 321 “Standard on Basic Classification of Flammable and Combustible Liquids ” y NFPA Nº 325M “Fire Hazard Properties of Flammable Liquids, Gases and Volatile Solids ”. Puede obtenerse informaci ón adicional sobre puesta a tierra contra electricidad estática en la Pr áctica Recomendada IEEE Std. 142 “IEEE Recommended
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Practice for Grounding of Industrial and Commercial Power Systems ” (libro verde), Cap ítulo 3.
15 PUESTA A TIERRA DE COMPUTADORES Los métodos de puesta a tierra de equipos y dispositivos para computadores y para instrumentaci ón cumplirán con los requerimientos espec íficos de cada equipo en particular y con el C ódigo Eléctrico Nacional. El sistema de puesta a tierra de los equipos cumplir á con lo siguiente: a.
Suministrar un camino de baja impedancia a la corriente de falla a fin de que operen las protecciones de sobrecorriente.
b.
Limitar las tensiones de toque para disminuir el riesgo de choque el éctrico a las personas.
c.
Suministrar una referencia constante de potencial.
d.
Poner a tierra las carcazas met álicas utilizadas como apantallamiento en equipos sensibles.
Para evitar que el ruido el éctrico afecte a los computadores, se requieren dos sistemas de puesta a tierra. El primero, corresponde al sistema de potencia que alimenta al computador y debe cumplir con el C ódigo Eléctrico Nacional. El segundo, corresponde a un sistema de referencia de potencial. Los computadores, controladores de proceso, procesadores de datos y equipos electr ónicos en general, requieren un sistema de puesta a tierra expresamente diseñado. Sin embargo, este sistema de puesta a tierra nunca debe estar separado del correspondiente al sistema de potencia, pues ésto violaría disposiciones del C ódigo Eléctrico Nacional. La referencia de potencial de los computadores se lograr á mediante una Red de Referencia de Se ñales (RRS) a la cual se conectar án todos los gabinetes de los equipos. Esta red establecer á una superficie equipotencial para se ñales de baja corriente y alta frecuencia. Además de la RRS, se dispondr á de un punto com ún de puesta a tierra al cual se conectar án los gabinetes de los equipos y la propia RRS de manera radial. Esta conexión es adicional y simult ánea a la indicada en el p árrafo anterior. El punto común de puesta a tierra se conectar á mediante un solo enlace al mismo electrodo de puesta a tierra al cual se conecta el neutro de la fuente de poder AC (Ver Fig. 1). Cuando la fuente de poder sea un sistema derivado como un transformador de aislamiento, una fuente de potencia ininterrumpida (UPS) o un conjunto motor –generador, el punto común de puesta a tierra se conectar á al electrodo de puesta a tierra de este sistema derivado (Ver Fig. 2).
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Puede obtenerse informaci ón adicional sobre puesta a tierra de computadores en las Prácticas Recomendadas IEEE Std. 142 “IEEE Recommended Practice for Grounding of Industrial and Commercial Power Systems ” (libro verde), Cap ítulo 5, y Std. 1100 “IEEE Recommended Practice for Powering and Grounding Sensitive Electronic Equipment ” (libro esmeralda).
16 PUESTA A TIERRA DE INSTRUMENTACIÓN La puesta a tierra para referencia de se ñales de los equipos de instrumentaci ón se hará con una conexi ón a tierra en un solo punto. Esto puede lograrse usando barras colectoras aisladas conectadas a un electrodo de puesta a tierra ubicado localmente. Este electrodo local es entonces conectado al electrodo de puesta a tierra del sistema de potencia. Habr á una sola conexi ón entre la barra colectora aislada y cada instrumento (Ver Fig. 3). La conexión entre las barras colectoras de tierra aisladas y el electrodo de puesta a tierra local se har á mediante dos cables calibre 1/0 AWG o mayor. Dichos cables serán de cobre trenzado, cubierto con aislamiento de PVC, coloreado en verde. Los neutros de los secundarios de los transformadores de potencia o de los transformadores de las fuentes de potencia ininterrumpida (UPS), que alimenten tableros de instrumentos, se conectar án a las barras colectoras de tierra aisladas (Ver Fig. 2). Cuando se usen cables apantallados en las termocuplas, las pantallas se conectar án a tierra como sigue: a.
Para juntas de termocuplas conectadas a tierra: en el cabezal de las termocuplas.
b.
Para juntas de termocuplas no conectadas a tierra: en la barra colectora aislada del gabinete de control de las termocuplas.
Cuando se usen cables apantallados para se ñales, la pantalla se conectar á a las barras aisladas de tierra del panel de alimentaci ón de potencia.
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TABLA 1. LONGITUDES MAXIMAS (METROS) PARA CIRCUITOS TRIFASICOS, CONDUCTORES DE COBRE COLOCADOS EN TUBERIAS RIGIDAS DE ACERO GALVANIZADO PARA SISTEMAS EFECTIVAMENTE PUESTOS A TIERRA DE 480 VOLTIOS, 50 Y 60 HZ. (2) (3) (4)
Ø TUB. (mm)
20
25
32
40
50
65
80
100
FACTOR DE AJUSTE DEL DISPARO (1)
VALOR NOMINAL DEL DISPOSITIVO DE PROTECCION DE SOBRECORRIENTE DEL CIRCUITO. (AMPERIOS).
15
20
30
40
50
70
90
100
125
150
A
220
160
120
85
70
50
B
270
230
180
140
120
80
C
385
290
230
205
160
120
A
260
190
140
115
85
65
60
B
375
290
230
190
130
105
100
C
475
375
330
260
200
A
255
215
B
415
C
600
175
200
225
250
300
350
400
450
500
550
155
135
160
130
115 105
90
335
245
200
180
150
130
480
360
270
255
215
180
A
215
180
165
135
120
110 100
B
335
270
240
205
180
155
140
C
505
395
360
290
245
215
190
A
185
160
135
125
115
105
100
B
260
230
200
175
160
150
135
C
370
300
260
240
215
200
185
A
135
130
120
115
100
90
80
B
195
175
160
150
135
125
115
C
265
235
215
200
175
160
145
A
145
130
B
200
C
260
600
115 105
100
95
90
175
160
145
140
130
120
240
210
190
175
165
155
A
115
105
105
100
100
B
160
150
135
130
120
C
210
190
180
170
160
NOTAS TABLA 1 1. Seleccione la distancia opuesta al factor de ajuste del disparo que mejor se adapte a la característica tiempo –corriente de la protecci ón de sobrecorriente, tal como se describe m ás adelante. a. El factor A es para interruptores que operan en menos de dos segundos con un ajuste de diez (10) veces su capacidad. Se utiliza para los interruptores de caja moldeada no ajustables y los ajustados en f ábrica. b. El factor B es para interruptores que operan en menos de dos segundos con ajuste de seis veces su capacidad. En general puede ser usado con la mayor ía de los fusibles. Adem ás se usa con interruptores de disparo ajustable.
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c. El factor C es para interruptores que operan en menos de dos segundos con ajuste de 4 veces su capacidad. Se usa con interruptores ajustados en el campo. 2. Cuando en la tubería se coloca un conductor de puesta a tierra, las distancias seleccionadas pueden ser incrementadas en los porcentajes siguientes:
Diámetro de la tuber í a (mm.)
% de incremento
20 y 25 10 32, 40 y 50 30 65, 80 y 100 60 3. Para otras tensiones, multiplique la distancia seleccionada por el siguiente factor: (Tensión Nominal de Fase – 40)/237 4. Las distancias están basadas en los datos del trabajo: “Determination of ground fault current on common alternating current grounded neutral systems in standard steel or aluminum conduit ”. AIEE transactions, Paper 60 –12 applications and industry, May 1960.
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TABLA 2. LONGITUDES MAXIMAS (METROS) PARA CIRCUITOS TRIFASICOS, CONDUCTORES DE COBRE COLOCADOS EN TUBERIAS RIGIDAS DE ALUMINIO PARA SISTEMAS EFECTIVAMENTE PUESTOS A TIERRA DE 480 VOLTIOS, 50 Y 60 HZ. (1) (3) (4) Ø TUB. (mm)
20
25
32
40
CALIBRE COND. LINEA (mm2)
VALOR NOMINAL DEL DISPOSITIVO DE PROTECCION DE SOBRECORRIENTE DEL CIRCUITO. (AMPERIOS). (2)
15
20
30
40
50
70
90
100
125
150
3,3
275
205
135
105
80
60
5,3
435
325
215
160
130
90
8,4
670
505
335
255
200
145
5,3
325
215
165
130
95
75
65
8,4
510
340
255
205
145
115
105
13,3
760
510
380
305
220
170
150
13,3
385
305
215
170
21,2
580
465
330
33,6
855
670
225
250
300
350
400
450
500
550
150
120
100
255
230
185
155
480
370
335
270
225
21,2
330
255
230
185
33,6
490
375
340
42,4
590
455
410
245
220
200
195
290
260
235
235
540
480
430
107
490
430
380
345
285
245
215
127
545
475
425
380
315
270
240
152
595
525
465
415
345
300
260
152
450
375
325
285
250
225
205
203
525
440
375
330
290
260
240
253
590
490
420
370
325
295
270
203
345
310
275
255
230
304
430
380
345
315
285
380
465
410
370
335
310
53,5 50
67,4 85,0
65
80
100
495 590 128 0
175
200
155
130
115
275
230
195
170
330
275
235
205
395
330
130
470
395
860
720
NOTAS TABLA 2 1. Las distancias mostradas son para circuitos protegidos con interruptores que operan en menos de dos (2) segundos con un ajuste de diez (10) veces su capacidad. Dichas distancias pueden ser incrementadas para interruptores que operen en menos de dos (2) segundos con ajustes menores a diez (10). Para encontrar estas distancias, multiplique el valor de esta tabla por diez (10) y divida entre el ajuste del interruptor. 2. Vea la nota (1) de la Tabla 1 para las caracter ísticas típicas de los ajustes de disparo. 3. Para otras tensiones multiplique las distancias seleccionadas por el siguiente factor: (Tensión Nominal de Fase – 40)/237 4. Igual al de la Tabla 1.
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TABLA 3. LONGITUDES MAXIMAS (METROS) PARA CIRCUITOS TRIFASICOS, CONDUCTORES DE COBRE, CONDUCTOR DE PUESTA A TIERRA DEL EQUIPO DENTRO DEL CABLE, TUBERIA NO METALICA O EMT PARA SISTEMAS EFECTIVAMENTE PUESTOS A TIERRA DE 480 VOLTIOS, 50 Y 60 HERTZ
CALIBRE CONDUCTOR (mm2)
COND. DE RETORNO DE TIERRA CALIBRE EN (mm2)
VALOR NOMINAL DEL DISPOSITIVO DE PROTECCION DE SOBRECORRIENTE DEL CIRCUITO (AMPERIOS). 15
3,3
5,3
21,2
50
70
90
100
125
150
175
200
225
250 300
350
70
55
40
30
13,3
230 170
110
85
65
50
33,6
260 195
130
95
75
55
5,3
170
110
85
65
50
35
35
245
160
120
95
70
55
50
290
195
145
115
85
65
60
135
110
80
60
55
40
35
165 135
95
75
65
50
45
215 175
125
95
90
70
60
135
95
75
65
55
45
35
35
170
120
95
85
65
60
50
40
245
175
135 120
95
80
70
60
13,3
150
115 105
85
70
60
50
45
40
21,2
190
150 135
105
90
75
65
60
55
33,6
235
180 165
130
110
95
80
75
65
135 120
95
80
70
60
55
50
40
35
180 165
145
120
105
90
80
75
60
50
235 215
170
145
120
105
95
85
70
60
13,3 33,6
13,3 33,6
13,3 33,6
13,3 33,6
40
145 105
8,4 13,3
30
3,3
8,4 8,4
20
21,2 33,6
400
450 500
550
600
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CALIBRE CONDUCTOR (mm2)
COND. DE RETORNO DE TIERRA CALIBRE EN (mm2)
107
125
150
175
200
225
250 300
350
400
450 500
170
135
110
95
85
75
65
60
50
45
35
215
150
130
110
95
85
75
65
55
50
45
235
170
145
120
105
95
85
70
60
55
50
21,2
165
135
115 105
90
80
65
60
52
45
40
35
33,6
230
190
160
145
130
110
95
80
70
65
60
50
53,5
305
250
215
190
165
150 130
110
95
85
75
70
21,2
150
130
115 100
90
75
65
55
50
45
40
35
33,6
220
185
165
145
130
110
95
80
75
65
60
55
53,5
305
260
230
205
183 150
130
115 100
90
80
75
115 105
90
75
65
60
50
45
45
40
180
150
135
110
100
85
75
65
60
60
240
210
190 160
135
120
105
95
90
80
33,6
145 120
104
88
80
75
65
60
53,5
210 175
150
130
115 105
95
90
67,4
250 207
175
155
135 125
115 105
33,6
105
95
85
75
70
65
53,5
160
140
125
115 105
95
67,4
195
170
150 135
125
115
95
85
75
70
65
145
130
115 105
100
175
160 140
21,2 33,6
21,2 127
177
253
33,6 53,5
33,6 304
Indice norma
100
13,3
67,4
Indice volumen
VALOR NOMINAL DEL DISPOSITIVO DE PROTECCION DE SOBRECORRIENTE DEL CIRCUITO (AMPERIOS). 15
53,5
Indice manual
53,5 67,4
20
30
40
50
70
90
NOTAS TABLA 3 1. Las distancias mostradas son para circuitos protegidos con interruptores que operan en menos de dos (2) segundos con un ajuste de diez (10) veces su capacidad. Dichas distancias pueden ser incrementadas para interruptores que operen en menos de dos (2) segundos con ajustes menores a veinte (20). Para encontrar estas distancias, multiplique el valor de esta tabla por diez (10)y divida entre el ajuste del interruptor. 2. Vea la nota (1) de la Tabla 1 para las caracter ísticas típicas de los ajustes de disparo.
550
130
600
120
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3. Para circuitos con conductores 21,2 mm 2 y mayores en zanjas y que utilizan conductor de retorno de tierra que no forma parte del cable use las distancias de la tabla multiplicadas por un factor de corrección por espaciamiento sacado de la Tabla 4. 4. Igual a la Nota 3 de la Tabla 2.
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TABLA 4. FACTORES DE CORRECCION POR ESPACIAMIENTO PARA SER USADOS CON LA TABLA 3. PARA CIRCUITOS CON CONDUCTOR DE PUESTA TIERRA DEL EQUIPO FUERA DEL CABLE
CONDUCTOR CALIBRE AWG /kcmil
CONDUCT. DE PUESTA A TIERRA DEL EQUIPO CALIB. AWG / kcmil
DISTANCIA ENTRE CONDUCTORES (cm)
6
15 0,96
30 0,95
90 0,93
180 0,91
4
4 2 6
0,94 0,91 0,96
0,92 0,88 0,94
0,89 0,84 0,91
0,86 0,82 0,89
2
4
0,92
0,89
0,86
0,83
2 6
0,86 0,94
0,84 0,93
0,78 0,90
0,75 0,88
1/0
4 2 4
0,90 0,84 0,90
0,86 0,80 0,86
0,82 0,73 0,81
0,80 0,69 0,77
2/0
2
0,83
0,77
0,70
0,66
1/0 4
0,75 0,90
0,67 0,85
0,59 0,79
0,55 0,75
2
0,81
0,74
0,66
0,62
1/0 2
0,70 0,89
0,62 0,84
0,53 0,81
0,49 0,76
1/0
0,80
0,73
0,68
0,62
2/0 2
0,64 0,80
0,60 0,73
0,54 0,67
0,49 0,61
350
1/0 2/0 2
0,68 0,61 0,81
0,59 0,52 0,73
0,53 0,47 0,67
0,47 0,41 0,61
500
1/0 2/0 2
0,67 0,61 0,82
0,58 0,51 0,72
0,52 0,45 0,67
0,46 0,39 0,60
600
1/0 2/0
0,69 0,62
0,57 0,49
0,51 0,44
0,44 0,38
4/0
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EQUIVALENTES ACEPTABLES SISTEMA INTERNACIONAL (SI) AWG O kcmil 6 4 2 1/0 2/0 4/0
CALIBRE CONDUCTOR mm2 AWG O kcmil 13,3 250 21,2 350 33,6 500 53,5 600 67,4 107
mm2 127 177 253 304
LONGITUD Pulg. mm 6 150 12 300 36 900 72 1800
17 RESISTENCIA PARA PUESTA A TIERRA DEL NEUTRO 17.1
Resumen de Requerimientos Adicionales La norma IEEE No. 32 (Neutral Grounding Devices) se usar á para la selecci ón de la resistencia de puesta a tierra del neutro.
17.2
Materiales Las resistencias ser án construidas de acero con contenido de cromo de por lo menos 12%.
17.3
Diseñ o Las resistencias ser án adecuadas para instalaci ón a la intemperie. Las resistencias ser án capaces de transportar la corriente m áxima de falla a tierra del sistema sin exceder su aumento nominal de temperatura para un per íodo de tiempo a ser especificado, pero no menor a 3 segundos. El per íodo de tiempo especificado ser á el mayor entre 3 segundos y 5 veces la respuesta del rel é de falla a tierra m ás lento, correspondiente al 80% de la corriente nominal (inicial) del resistor. Es necesario que las resistencias tengan un encerramiento protector puesto a tierra. No son aceptables aquellos dise ños que requieran aislamiento a tierra del encerramiento. El encerramiento para las resistencias ser á apropiado para el tipo de exposici ón ambiental especificado. Las aberturas superiores y laterales de los encerramientos no ser án mayores de 38 mm. (1,5 pulgadas) de ancho.
18 BIBLIOGRAFIA L. Lourido, “Efecto de las Conexiones de Cubiertas Met álicas de Cables en el Diseño Óptimo de Circuitos Subterr áneos”, Trabajo de Grado, Universidad de Carabobo, Marzo 1996 (Ver Fig. 4).
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Indice volumen
Indice norma
Fig 1. PUESTA A TIERRA DE COMPUTADORES
C
5
A
4 B N
1
2
6
7
1,2,3
Equipos electr ónicos
4
Punto común de puesta a tierra
5
Transformador de alimentaci ón C.A.
6
Electrodo de puesta a tierra del sistema de potencia
7
Red de referencia de se ñales (RRS)
3
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Indice norma
Fig 2. PUESTA A TIERRA DE INSTRUMENTACION ALIMENTACION CON UPS
4
C
5
B
A
1 N
6
1,2,3 4 5 6 7
2
7
Equipos de instrumentaci ón Barra colectora de puesta a tierra para referencia de se ñales (aislada) Transformador del UPS Electrodo de puesta a tierra del sistema de potencia Electrodo de puesta a tierra de instrumentaci ón (local)
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Fig 3. PUESTA A TIERRA DE INSTRUMENTACION
C
5
A
4 1
B
2
N
7
6
1,2,3 4
Equipos de instrumentaci ón Barra colectora de puesta a tierra para referencia de se ñales (aislada)
5
Transformador de alimentaci ón C.A.
6
Electrodo de puesta a tierra del sistema de potencia
7
Electrodo de puesta a tierra de instrumentaci ón (local)
3